Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ опыта эксплуатации у эцн в наклонно направленных и обводненных скважинах 9
1.1 Обзор известных работ по эксплуатации ЭЦН в обводненных скважинах , 9
1.2 Анализ состояния эксплуатации І-П-ІС погружными ЭЦН 20
1.3 Анализ причин аварийности на скважинах, оборудованных УЭЦН 27
Выводы 34
2. Исследование факторов, влияющих на энергопотребление УЭЦН 35
2.1 Постановка задачи экспериментальных исследований 35
2.2 Методика проведения исследований , 35
2.3 Результаты промысловых исследований 39
2.3.1 Анализ зависимости удельного расхода электроэнергии от производительности ЭЦН 42
2.3.2 Анализ зависимости удельного расхода электроэнергии от динамического уровня 45
2.3.3 Влияние обводненности нефти на величину удельного расхода электроэнергии 46
2.4 Влияние ПАВ па энергетические параметры УЭЦН 48
2.4.1 Методика проведения исследований 48
2.4.2 Анализ влияния ввода ПАВ на удельный расход электроэнергии 50
Выводы 51
3. Расчет энергопотребления уэцн в наклонных и обводненных скважинах 52
3.1 Теоретические зависимости для расчета энергетических показателей УЭЦН 52
3.1.1 Анализ уравнения баланса мощности, потребляемой УЭЦН 52
3.1.2 Теоретические зависимости для расчета удельных расходов электроэнергии установками ЭЦН 61
3.2 Расчет энергетических параметров УЭЦН в наклонных скважинах 67
3.3 Расчет энергопотребления по скорректированным .паспортным характеристикам с учетом вязкости жидкости и газосодержапия па приеме УЭЦН 70
3.4 Сравнение результатов расчетов энергетических параметров УЭЦН по различным методикам 74
Выводы 76
4. Механические компенсаторы для снижения уровня вибрации в установках погружных электроцентробежных насосов 77
4.1 Компенсатор для насосно-компрессорных труб,., 77
4.1Л Конструкция компенсатора для насосно-компрессорных труб 77
4.1.2 Обоснование области применения компенсатора для НКТ в установках погружных электроцентробежных насосов 79
4.1.3 Программа и методика проведения испытаний компенсатора для НКТ 86
4.1.4 Результаты испытаний и внедрения компенсатора для НКТ 88
4.2 Компенсатор для снижения уровня вибрации УЭЦН 90
4.2.1 Конструкция компенсатора для снижения уровня вибрации УЭЦН 90
4.2.2 Программа и методика проведения испытаний компенсатора для снижения уровня вибрации УЭЦН 92
4.2.3 Результаты испытаний а внедрения компенсатора для снижения уровня вибрации 94
Выводы 99
Основные выводы и рекомендации 100
Список использованных источников 102
Приложения 111
- Анализ причин аварийности на скважинах, оборудованных УЭЦН
- Анализ влияния ввода ПАВ на удельный расход электроэнергии
- Расчет энергопотребления по скорректированным .паспортным характеристикам с учетом вязкости жидкости и газосодержапия па приеме УЭЦН
- Программа и методика проведения испытаний компенсатора для НКТ
Введение к работе
Актуальность проблемы
Современные условия деятельности нефтегазодобывающей отрасли характеризуются тенденцией уменьшения объемов добычи нефти из эксплуатируемых месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки. Сегодня более 90% добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды. Недостаточная эффективность существующих систем заводнения нефтяных пластов приводит к интенсивному росту обводненности продукции. Кроме того, современное состояние эксплуатации нефтяных месторождений России характеризуется ростом добычи нефти из наклонно направленных скважин (ННС) с повышенной кривизной. Высокая обводненность добываемой продукции и наклонно направленный характер профиля ствола скважины вносят значительные осложнения в технологию механизированной добычи нефти и являются причиной увеличения отказов УЭЦН, в частности, их «полетов». Несмотря на то, что уже накоплен определенный опыт борьбы с «полетами», все еще продолжаются споры о причинах и мерах по устранению аварий, Большинство специалистов, занимающихся эксплуатацией УЭЦН, основной причиной «полетов» считают повышенную вибрацию. Поэтому необходимо разрабатывать устройства для снижения уровня вибрации УЭЦН.
В условиях естественного истощения разрабаты васмых
месторождений, необходимости применения вторичных и третичных методов интенсификации все большую актуальность приобретает энергетическая оптимальность процессов добычи нефти. Каждое месторождение при общей тенденции увеличения энергопотребления по мере их разработки характеризуется своей закономерностью связей между добычей продукции и энергопотреблением. В связи с этим возникает необходимость оценки влияния основных технологических параметров эксплуатации скважин (дебита жидкости, динамического уровня, обводненности продукции, ввода ПАВ,
й наклонно направленного профиля ствола скважин) на энергопотребление УЭЦН и разработки энергосберегающих технологий.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, путем разработки методик расчета энергетических параметров в обводненных скважинах с наклонно направленным профилем и технических средств для снижения аварийности насосных установок.
Задачи исследований:
Анализ эффективности эксплуатации наклонно направленных и обводненных скважин, оборудованных УЭЦН.
Исследование влияния обводненности продукции, наклона и кривизны ствола скважин па энергопотребление УЭЦН.
Разработка методики расчета энергопотребления УЭЦН с учетом влияния наклона ствола скважины.
Разработка методов и устройств повышения эффективности эксплуатации УЭЦН, позволяющих снизить уровень аварийности, в частности, «полетов».
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались путем статистического анализа влияния геометрии профиля ствола на энергопотребление УЭЦН с использованием методов регрессионного анализа; теоретических, расчетов удельных расходов электроэнергии по аналитическим зависимостям и их сравнения с использованием результатов промысловых экспериментов по определению технологических и энергетических параметров УЭЦН,
Научная новизна
1. Установлено, что с уменьшением дебита жидкости и динамического
уровня на высокообводненных скважинах (более 90%) величина удельного
расхода электроэнергии возрастает по экспоненциальной зависимости.
2. Установлено, что на скважинах с обводненностью продукции 90% и более
средняя величина удельного расхода электроэнергии на добычу нефти
превышает удельные нормы до 40%.
-J I
3. Разработана методика для расчета удельного расхода электроэнергии
УЭЦН, учитывающая геометрическую характеристику профиля ствола
скважины,
4. Обоснована область эффективного применения и разработана
конструкция компенсатора с упругим элементом в виде пружины кручения для
виброизоляции насосжькомпрессорных труб, позволяющего предотвратить
возможности образования предельных концентраций напряжений в колонне
НКТ\
5. Разработана конструкция компенсатора с элементом трения в виде втулок
из нефтестойкой резины для гашения вибраций УЭЦН и предотвращения
колебаний подъемной колонны.
Основные защищаемые положения:
L Методика расчета энергетических параметров УЭЦН в наклонных скважинах.
Требования к допустимым пределам подачи насоса и высоты поднимаемой жидкости при выборе зависимостей для расчета энергетических параметров.
Методика оценки оптимальной области использования механических компенсаторов.
4. Устройства для снижения уровня вибрации УЭЦН
Практическая ценность и реализация результатов работы
L Усовершенствован блок программно-технологического комплекса «НАСОС» для автоматизированного подбора насосного оборудования и расчета оптимального технологического режима в скважинах с наклонно направленным профилем и расчета энергопотребления УЭЦН.
2. Разработаны конструкции механических компенсаторов для снижения уровня вибрации в установках ЭЦН (патент № 2241156).
Апробация работы. Основное содержание диссертационной работы докладывалось на III конференции молодых ученых и специалистов «Оптимизация доразведки и доразработки нефтяных месторождений и
в эксплуатации скважин и нефтепромыслового оборудования», посвященной 100-летию Б. Г. Логинова (Уфа, Башнипинефть, 1999 г.), IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений АНК Башнефть на современном этапе», посвященной 70-летию со дня рождения С. Ф. Люшина (Уфа, Башнипинефть, 2000 г.), научно-практической конференции «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2005г,)
Публикации. Па основе выполненных исследований по теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе 5 статей, 2 доклада на научно-технических конференциях, один руководящий документ и 1 патент РФ на изобретение.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и выводов, содержит 114 страниц машинописного текста, 29 рисунков, 15 таблиц, 86 библиографических ссылок, 3 приложений.
Анализ причин аварийности на скважинах, оборудованных УЭЦН
Аварии установок погружных центробежных насосов для добычи нефти, так называемые PC-отказы (расчленения самопроизвольные) или «полеты», проблема последних десятилетий, но до сих пор она кардинально не решена. Ушерб от PC-отказов настолько велик, что любые попытки решения проблемы оправданны. За год по всем регионам происходит более тысячи «полетов», и при средней величине ущерба за один случай более 500 тыс. рублей, общие потери составляют более 500 млн. руб. в год [20,86]. Ііесмотря па то, что уже накоплен определенный опыт борьбы с PC-отказами, все еще продолжаются споры о причинах и мерах по устранению аварий. Причины «полетов» в настоящее время полностью не изучены, но имеющиеся эксплуатационные данные позволяют считать, что они в основном связаны с вибрацией [46,82].
Источниками вибрации являются [23,82]:
1) уровень вибрации, который уже заложен в конструкции 6,5 мм/с;
2) дополнительные уровни вибрации, возникающие после ремонта и монтажа УЭЦН;
3) основные источники вибрации, возникающие при эксплуатации, которые приводят к критическому уровню вибрации - износ рабочих органов, кривизна скважин, неправильный подбор и т.д.
Рассмотрим, где происходит обрыв УЭЦН (рис. 1.5) (приложение 1):
- модуль-головка или ловильная головка - верхняя секция ЭЦН,
- соединение между ПЭД и компенсатором,
- по корпусу ЭЦН,
- по корпусным деталям протектора,
- по резьбовой части НКТ,
- по резьбе обратного клапана,
- фланцевые соединения. Опытом эксплуатации УЭЦН установлена взаимосвязь между распределением уровней вибрации и наработками на отказ погружных агрегатов.
Общая точка зрения заключается в том, что PC-отказ наступает в результате усиленной вибраиии и пульсации давления изношенного насоса, которые приводят к разрушению крепежных элементов и других слабых мест в насосной установке [20]. Прочность и износостойкость элементов конструкции являются важнейшими показателями функционирования и ресурса установки. Рентгеноструктурный анализ, фрактографические и другие виды исследования изношенных поверхностей деталей позволяют утверждать, что в центробежных насосах встречаются практически все виды механизмов изнашивания: абразивное, адгезионное, эрозионное, усталостное, коррозионное [64,65]. Влияние загрязненности жидкости абразивными частицами на МРП доказано опытом эксплуатации УЭЦН [21]. Тип, размер и форма абразива влияют на характер и интенсивность изнашивания материалов электропогружных установок. Абразивы (проппант после ГРП и песок) засоряют ЭЦН. Исследования в области изменения уровня мехпримесей показали, что интенсивность выноса имеет резкие «пики» (уровень КВЧ увеличивается в несколько раз) при изменении параметров - при запусках УЭТЩ или увеличениях частоты в процессе работы, но значительно снижается при стабильной долговременной работе системы [40].
Попадание проппанта в зазор радиальной пары трения приводит к резкому увеличению момента трения вследствие «пропахивании» частицами рабочих поверхностей и при развитии процесса - к заклиниванию [63]. Заклинивание рабочих колес может приводить к перекосу вала и к преждевременному его слому. Центробежный насос начинает испытывать вибрационные нагрузки, которые вызывают маятниковый эффект и в конечном итоге приводит к отвороту шлицевых муфт и отрыву фланцевого соединения между насосом и погружным двигателем [54].
Механизм абразивного изнашивания, заключающийся во внедрении в мягкий материал твердых частиц и абразивном воздействии на более мягкую деталь, характерен для пар трения типа резина-сталь, латунь-чугун и т. д. Недостаточная износостойкость опор скольжения и торцевых утоплений приводит к увеличению зазоров и, как следствие, перетоку жидкости в рабочих ступенях, увеличению дисбалансов вращающихся масс, которые увеличивают амплитуды хшлебаний корпуса насоса и НКТ. Механизм взаимодействия абразивных частиц с поверхностями ірения меняется по мере увеличения зазоров. По мере увеличения зазоров возрастает интенсивность изнашивания, увеличивается эксцентриситет из-за уменьшения центрирующей силы и увеличения силы смещения вследствие увеличения центробежной силы, действующей на ротор при несовпадении центра тяжести и оси вращения, и возникновения несимметрии эпюр давления, действующих на наружную поверхность рабочего колеса [22]. Наличие зазоров во фланцевых соединениях при ослаблении затяжки болтов ведет к возникновению ударных сил, разрушающих насосную установку [20].
Проблема абразивного изнашивания обостряется по следующим причинам: глубина скважин имеет тенденцию к увеличению, а скорости вращения привода насосов к возрастанию [21]. Абразивный и адгезионный виды изнашивания наиболее часто встречаются в малодебитных насосах.
Фрактографические исследования крепежа и фланцев, разрушенных в процессе эксплуатации, указывают на усталостный характер их разрушения, которое происходит при действии на конструкцию сил с переменной во времени амплитудой [64].
Изнашивание радиальных опор (концевые подшипники, защитная втулка, направляющий аппарат) приводит к возникновению динамических нагрузок в корпусных деталях и НКХ возникновению поперечных колебаний, которые моїут вызвать отказ установки по критерию усталостной прочности [63]. Усталостное разрушение резьбовых деталей, фланцев, корпусов и т.д. -результат действия многоцикловых переменных нагрузок, источником которых являются различные процессы в насосе [64]. В настоящее время не существует удовлетворительной системы идентификации отказа по критерию усталостной прочности, анализа его возможных причин в ЦБПО при расследовании аварий [66].
Причина разрушения деталей ЭЦН в процессе эксплуатации связана также с коррозионным поражением металла. Одной из существенных причин быстрого изнашивания трущихся поверхностей является образование ржавчины на этик поверхностях, когда скважина сильно обводнена. Чугун, из которого изготовлены рабочие колеса и направляющие аппараты, на поверхностях трения окисляется и обе контактирующие поверхности интенсивно изнашиваются, т.к. твердость окислов железа превосходит твердость этих поверхностей существенно [21]. Повышение обводненности и минерализации добываемой жидкости, её бактериальное поражение являются объективной причиной ускоренной коррозии оборудования.
Процесс коррозионного разрушения происходит поэтапно: 1-ый этап - сульфидная коррозия, 2-ой этап - отслоение продуктов коррозии,
3-ий этап - механический износ за счет взаимодействия поверхности деталей с частицами песка,
4-ый этал - наводороживание металла в процессе которого происходит образование трещин СКРН и выкрашивание отдельных фрагментов металла [54].
Одной из наиболее опасных форм коррозии является сульфидно -коррозионное растрескивание под напряжением (СКРН), а наиболее распространенный механизм - электрохимическое растворение [52], Исследования, выполненные в ОАО «ВНИИТНефть», показали, что в подавляющем большинстве случаев первопричиной разрушения пар «опора-колесо-втулка» является хрупкое (из-за наводороживания) разрушение поверхностных слоев деталей и уже последующий гидроабразивный износ продуктами коррозии, попадающими в зону трения [52].
Механизм разрушения фреттшг - коррозии возможен при контактном взаимодействии поверхностей отверстия рабочего колеса и вала. Физической основой возникновения фреттинг - коррозии являются характер движения колеса, определяемый дисбалансом, кориолисовыми силами, и существование колебаний колеса относительно вала с малой амплитудой [63].
Анализ влияния ввода ПАВ на удельный расход электроэнергии
Для обоснованного выбора того или иного реагента в технологических процессах добычи нефти необходимо провести их сравнение (табл.2.5),
Для проведения исследований на высокообводненных скважинах с целью оценки влияния ПАВ на энергетические параметры УЭЦН был выбран реагент комплексного действия Реапон ИФ, широко используемый на нефтяных промыслах ОАО «Татнефть» в процессе сбора, транспорта и подготовки нефти одновременно как деэмульгатор и ингибитор коррозии.
Реапон ИФ представляет собой композиционную смесь, состоящую из неионогенного ПАВ, катионо-активного ПАВ и растворителей. Предназначен для эффективного разрушения водонефтяяых эмульсий в процессе добычи, сбора, транспорта и промысловой подготовки нефти с одновременным обеспечением защиты от коррозии и биоповреждений систем нефтесборных трубопроводов и объектов промысловой подготовки нефти как сероводородсодержащих, так и в углекислотных средах при наличии кислорода не выше 1,0 мг/дм3 [57]. Основные физико-химические свойства Реапона ИФ приведены в приложении 2.
1 ДИН-3 смесь блоксополимеров окиси этилена ипропилена, раствореннаяв органическомрастворителе деэмульгатор; понизитель вязкостиводонефтяньтх эмульсий и процессахсбора н подготовки нефти
2 Нефтенол НЗ мал ор аств оримое композиционное ПАВ эмульгатор обратныхтюдоуглеводородных эмульсий,применяемых при бурении иглушении скважин
3 Реапон-ИФ композициякатио но активных,неионогешых ПАВ ираствори телей деэмульгатор как для обычных, так и для сернистых нефтей; ингибиторкоррозии и бактерицид; понизительвязкости при внутрипромысловомтранспорте
4 5 " Рекорд-118 смесь блоке о полимеровокиси этилена ипропилена деэмульгатор; понизите ль вязкостипри впутрапромысловом транспортепродукции
Союз-1000 смесь блоксинолимеровокиси этилена ипропилена деэмульгатор; понизитель ВЯЗКОСТИпри внутрипромысловом транспортепродукции
6 СепаролВФ-41 смесь блоксополимеровокиси этилена ипропилена деэмулыашр; понизитель вязкостиводонефтяных эмульсий в процессахсбора и подготовки нефти; добавка ктехнологическим жидкостям приремонте и промывке скважин
Для проведения промысловых исследований с целью определения степени влияния введения ПАВ на энергетические параметры УЭЦН были выбраны скважины № 3257 и № 14044, пробуренные на Абдрахмановской площади и эксплуатируемые пашиискии горизонт Ромашкинского месторождения. На выбранных скважинах были произведены замеры расхода активной энергии по методике, описанной в п.2.2. Далее на этих скважинах провели внутритрубную подачу ПАВ. Принцип этой технологии заключается в следующем: насосным агрегатом через задвижку устьевой арматуры в межтрубное пространство добывающей скважины подается деэмульгатор-ингибитор коррозии Реапон ИФ, который стекает к забою скважины и перемешивается с пластовой продукцией в процессе движения от забоя до приема УЭЦН, После проведения межтрубной подачи ПАВ еще раз замерялись на этих скважинах расходы активной энергии и дебиты жидкости.
Результаты проведенных промысловых исследований приведены в таблице 2.6. Удельный расход электроэнергии рассчитывали по формуле 2Л.
При подаче ПАВ в затрубное пространство произошло увеличение дебита жидкости, уменьшение среднесуточного расхода активной энергии и удельного расхода электроэнергии на добычу жидкости.
Подача Г1АВ в скважину позволила снизить гидравлические потери, потребляемую мощность за счет снижения трения жидкости о стенки НКТ.
Несмотря на незначительное увеличение дебита жидкости, и учитывая, что применяемые реагенты являются комплексными, применение ПАВ является эффективным. Выводы
1. Определены основные факторы, влияющие на энергопотребление в процессе эксплуатации скважин установками ЭЦН (дебит жидкости, динамический уровень) и построены расчетные зависимости- Установлено, что с уменьшением дебита жидкости (менее 60 м3/сут) и динамического уровня величина удельного расхода электроэнергии возрастает в значительной степени. При увеличении малодебитиого фонда скважин проблема завышенного потребления электроэнергии насосами малой подачи приобретает особую актуальность.
2. Анализ промысловых исследований показал, что на скважинах, оборудованных УЭЦН, обводненностью продукции 90% и более увеличивается удельная норма расхода электроэнергии более чем на 40%. Необходимо отмстить, что на скважинах с обводненностью 99% удельный расход электроэнергии достигает максимальных значений- 1063 кВт-ч/т, на скважинах с обводненностью 98% удельный расход электроэнергии составляет в среднем 530 кВт-чІт.
3. Показано, что при подаче ПАВ Реапон ИФ комплексного действия в затрубное пространство скважины, оборудованной УЭЦН, происходит:
увеличение дебита жидкости;
уменьшение среднесуточного расхода активной энергии;
уменьшение удельного расхода электроэнергии на добычу жидкости.
Расчет энергопотребления по скорректированным .паспортным характеристикам с учетом вязкости жидкости и газосодержапия па приеме УЭЦН
Исходя из анализа теоретических зависимостей, проведенных в п.3.1 J и 3.L2 , что на энергопотребление УЭЦН в основном оказывают влияние КПД и мощность, потребляемая двигателем, разработана методика расчета энергопотребления по скорректированным паспортным характеристикам с учетом вязкости жидкости и газосодержания на приеме установок ЭЦН.
Потребляемая мощность и КПД погружного электродвигателя на данном режиме находятся как функции нагрузки на ПЭД: Nn =f(NHac), T[n f(NJiac). Нагрузка на двигатель является, по сути, мощностью УЭТ.Щ N][ac=f(Q), которая определяется из скорректированной характеристики насоса (рис.3.3)[48,74].
Поскольку напорные характеристики насосов нормируются как правило на пресной воде, то при расчетах их необходимо пересчитывать с учетом свойств откачиваемой жидкости (в основном вязкости и газосодержания), т.е. получить скорректированные напорные характеристики установок ЭЦН.
Напорная характеристика УЭЦН H-Q обычно задается по трем точкам в рабочей области (в зоне максимального КПД), т.е. для значений подач Qj, Q2, Q3 задаются соответствующие им значения напоров Hj, Hj, 3 Для того, чтобы скорректировать напорную характеристику, необходимо учесть [42]:
1) Изменение объема (усадку) жидкости, Q;iaTp, м3/м3 при снижении h - объемный коэффициент нефти; Рпр - давление на приеме, МПа; Рнас - давление насыщения нефти, МПа; 2) Коэффициент подачи с учетом вязкости жидкости, вычисляется по формуле:
Далее для ряда значений подач Qp Q2? Q3 и т.д находим соответствующим им значений подач с учетом усадки по формуле(ЗЗІ) Qln , Q2 , Q3n Затем определяем скорректированную напорную характеристику, важно что коэффициенты напора зависят от подачи по формулам (333,3.34):
Для определения Nn;y[ и Т]пэд можно использовать паспортные характеристики погружного электродвигателя (рис.3.4)[49].
Используя потребляемую двигателем мощность можно определить удельный расход электроэнергии, приходящийся на 1м жидкости по формуле (3.25).
При отсутствии паспортной характеристики ПЭД, можно приближенно найти мощность, потребляемую двигателем, следующим образом [56]: M rN QH-AN [кВт], (3.36) где Niiac(Q)" полезная мощность, потребляемая двигателем, кВт; ДКпэд-потери в двигателе, кВт. Полезная мощность NHac (Q) потребляемая двигателем, определяется исходя из фактического дебита УЭЦН по скорректированной паспортной характеристике (рис.З.З) КПД насоса на данном режиме определяется также исходя из скорректированной паспортной характеристики. Потери в электродвигателе можно ввічислить по формуле [24]: ЇШ пои (bWWiW, (3.37) где ]ЯпэД ном-номинальная мощность ПЭД5 Вт; т]пэД-номинальный КПД двигателя, доли; Нэцн-КПД насоса на данном режиме , доли; Т1кТ-суммарный КПД кабеля и автотрансформатора, принимаемый обычно, равным 0,86. Потери мощности в погружном электродвигателе можно также определить по формулам 3.7, 3.9.
Область применения данного метода индивидуальна для каждого типоразмера установки, так как характеристики снимаются в разных пределах для каждого типа установки. Для сопоставительного анализа расчетов по формулам (3.21), (3.30) по паспортным характеристикам (п, 3.3) и фактических данных (формула 2.1) построены графики по расчетным формулам зависимости энергопотребления от дебита жидкости ()ж (рис. 3.6) и динамического уровня Нд (рис. 3.7).
Сравнение результатов методик расчета удельных затрат электроэнергии УЭЦН с фактическими данными. Зависимость энергопотребления от суточного дебита
Из сравнения результатов расчетов удельных затрат электроэнергии УЭЦН по формулам (3.21), (3.30) для наклонно направленных скважин, по скорректированным паспортным характеристикам с фактическими данными (форм.2.1) следует, что эти методики имеют хорошую сходимость.
Программа и методика проведения испытаний компенсатора для НКТ
Для оценки эффективности использования компенсатора для насосно компрессорных jpy6 в составе УЭЦН были проведены под руководством и непосредственном участие автора испытания в ПК «Алнас» г. Альметьевск Республики Татарстан.
С целью проверки насосов на соответствие требованиям ТУ 3631-025-21945400-97, ТУ 26-06-1485-96 и конструкторской документации, а также для контроля качества изготовления на специально оборудованных стендах испытательной станции проводятся приеме - сдаточные испытания. При приемо - сдаточных испытаниях контролируются напорная и энергетическая характеристики не менее чем на четырех режимах, соответствующих минимальной, номинальной, максимальной подаче рабочей части характеристики и подаче насоса при полностью открытой задвижке, на автоматизированном вертикальном стенде серии VIG -98. Испытания проводятся на воде с рабочей температурой не более 50 С. Электроприводом насоса при испытании является стендовый тарированный электродвигатель типа ПЭД, Продолжительность обкатки при приемо - сдаточных испытаниях для насосов мощностью от 10 кВт до 100 кВт- 15 минут [47],
При проведении приемо - сдаточных испытаний производится измерение вибрационных характеристик насосов. Вибрационный контроль ЭЦН позволяет оценить эффективность применения компенсатора для НКТ и получить статистические данные для последующего установления норм.
Измерение вибрации осуществляется в мм/с по среднеквадратичному значению виброскорости виброанализатором AU-014 фирмы «Диамех» г. Москва. Контроль вибрационных характеристик ЭЦН производится на испытательной скважине при установившемся режиме работы под наїрузкой (режим, соответствующий номинальной подаче насоса). При измерении определению подлежат общие уровни вибрации в диапазоне частот т 0 до 400 Гц. Значение уровня вибрации в указанном диапазоне частот не должно превышать 6,0 мм/с[47]. Измерения виброскорости, в силу доступности только верхней части, проводятся фактически вблизи точки подвеса в трех радиальных точках на входном фланце угловой задвижки, отстоящих друг от друга на 120 в соответствии с рис. 4.6,
Для проведения испытаний компенсатора для НКТ в ПК «Алнас» согласно разработанной программе и методики (4.1.3) выбрали насос типа 225 ЭЦНАК 5-504850.
Произвели испытание выбранного насоса на стенде без использования компенсатора для НКТ, получили результаты замеров уровней вибрации (рис. 4.7), где уровень вибрации составил 1,79 мм/с.
Произвели испытание выбранного насоса на стенде с использованием компенсатора для НКТ, получили результаты замеров уровней вибрации (рисА8). где уровень вибрации составил 1.49 мм/с.
Сравнение результатов замеров вибрации позволяет сделать вывод о том, что использование компенсатора для НКТ в составе УЭЦН уменьшает параметры виброскорости.
В IИ ДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» для проведения промысловых испытаний компенсатора для НКТ, выбрали скважину № 9541 с технологическими параметрами:
- дебит скважины по ГЗУ 56 м3/сут;
- динамический уровень 729 м;
- давление в межтрубном пространстве 1,35 МПа;
- обводненность продукции скважины 70%;
- глубина подвески 1300 м.
Параметры скважины сняты в установившемся режиме работы после спуска компенсатора для НКТ. В скважину спущена установка типа ЭЦНА 5-50-1300, количество секций насоса-2, приводом погружного центробежного насоса является двигатель ПЭД 32-117 МВ5, кабель плоский КПБП 3 х 10, тип НКТ - гладкие, колонна НКТ - одноступенчатая, условный диаметр - 60мм, количество спущенных НКТ - 156 шт. Компенсатор для НКТ установили на колонне насосно - компрессорных труб над электроцентробежным насосом.
