- •ОГЛАВЛЕНИЕ
- •ВВЕДЕНИЕ
- •Авторы
- •1 Л. Общие сведения о добываемом пластовом продукте (пластовой жидкости)
- •1.2.0 скважине и способах эксплуатации месторождений
- •1.3. Классификация оборудования для добычи нефти и газа
- •1.4. Фонтанная и газлифтная эксплуатация месторождений
- •1.5. Скважинная штанговая насосная установка
- •1.7. Устьевое оборудование
- •2.3. Расчет диаметральных габаритов установки
- •2.7.2. Осевые опоры и радиальные подшипники вала
- •2.7.3. Характеристики насосов и требования к ним
- •2.7.6. Модель эквивалентной вязкости газоводонефтяной эмульсии
- •2.7.7. Ограничения по мехпримесям
- •ГЛАВА 3. УСТАНОВКИ РОССИЙСКОГО ПРОИЗВОДСТВА
- •3.1. Основные требования к установкам
- •3.3. Комплектация установок.
- •Комплектация установок ОАО «Алнас» типа УЭЦНА
- •Комплектация установок ООО ПК «БОРЕЦ» типа УЭЦН
- •3.4. Требования по безопасности эксплуатации установок
- •ГЛАВА 4. НАСОСЫ РОССИЙСКОГО ПРОИЗВОДСТВА
- •Параметры некоторых насосов типа ЭЦНА, ЭЦНАК, ЭЦНАКИ производства ОАО «АЛНАС»
- •4.3. Насосы производства ООО ПК «Борец»
- •Изготовитель — ООО ПК «Борец»
- •4.3.1. Насосы с литыми двухопорными и одноопорными ступенями, технические характеристики
- •Параметры некоторых насосов типа ЭЦНМ, ЭЦНМИК производства ООО ПК «Борец»
- •4.5. Область применения российских насосов
- •5.1. Состояние вопроса
- •5.1.1. Газосепараторы
- •5.1.3. Повышение эффективности использования газосепараторов и диспергаторов
- •5.1.4. Конические насосы
- •5.1.6. Различные компоновки
- •6.2. ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ
- •6.2.1. Условное обозначение электродвигателей
- •6.2.2. Характеристики электродвигателей
- •7.1. Общее
- •ПОГРУЖНЫЕ ВЕНТИЛЬНЫЕ ПРИВОДА*
- •Авторы: Иванов Александр Александрович Черемисинов Евгений Модестович
- •Вентильный привод для стандартных лопастных насосов
- •8.1. Общие принципы классификации кабельных изделий
- •8.2. Силовые кабели для кабельных линий УЭЦН, применяемые в 50—70-х годах
- •8.5. Кабели с радиационно-модифицированной изоляцией из полиэтилена высокой плотности
- •8.6. Силовые кабели с изоляцией из силаносшиваемого полиэтилена
- •8.7. Силовые кабели в свинцовой оболочке
- •8.11. Материалы кабельного производства в составе силовых кабелей установок ЭЦН
- •Этап привитой солапимеризации
- •Этап формования
- •9.6. Демонтаж оборудования УЭЦН и расследование причин выхода установок из строя в гарантийный период эксплуатации
- •9.7. Ремонт кабельных линий
- •9.8. Некоторые виды оснастки, применяемой при работах по кабельным линиям УЭЦН
- •10.1. Общее
- •10.2. Сервисные услуги по обслуживанию скважин с УЭЦН
- •10.3. Борьба с АСПО и гидратными пробками при применении нагревательных кабелей
- •Выводы
- •2. Длинно-искровые разрядники особый класс грозозащитных устройств
- •ЛИТЕРАТУРА:
- •НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВА ЗАО «НЕФТЯНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ КОМПАНИЯ»
- •НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВА ООО «ПОЗИТРОН»
- •Химическая структура
- •Механические свойства
- •Электрические свойства
- •Стойкость к гидролизу
- •Озон
- •Химическая устойчивость и устойчивость к различным температурам
- •Огнестойкость
- •Излучение
- •Некоторые области применения ТПУ Elastollan ®
- •Заключение
ми ступенями при откачке ими ГЖС с пенистостью нефти порядка 60...66 мм (по определению Дроздова [172]). Условия, лежащие вы ше поверхности, описываемой этой моделью, при использовании насоса без газосепаратора приводят к снижению наработки насоса.
Сравнение полученной модели допустимого газосодержания с мо делью, приведенной в технических условиях многих серийно выпуска емых российских центробежных насосов, показывает неадекватность модели по ТУ реальным условиям (рис. 2.43). Это сравнение показы вает, что ограничения по допустимому газосодержанию в технических условиях на насосы не учитывают важные факторы и поэтому не мо гут в общем обеспечивать наибольшие наработки насосов.
Касательно насосов с диагональными и центробежно-вихревыми ступенями можно констатировать следующее: по проведенным эк спериментам [181] допустимое газосодержание для насосов с этими ступенями примерно в полтора-два раза выше по сравнению с цент робежными ступенями.
Эта допустимая величина для высокопроизводительных насосов с диагональными ступенями и насосов с центобежно-вихревыми сту пенями не менее 35% при давлении Рвх > 30кг/см2 для ГЖС с безвод ной нефтью.
2.7.6. Модель эквивалентной вязкости газоводонефтяной эмульсии
Как уже было рассмотрено ранее, характеристики ПЛН зависят от вязкости перекачиваемой нефти, т. е. от вязкости однородной жид кости. Рассмотрим случай, когда эти насосы откачивают водонефтя ные смеси.
На основании многочисленных исследований, подтвержденных промысловой практикой, в настоящее время известно, что в этом слу чае на входе погружного насоса имеется водонефтяная эмульсия, т. е. дисперсная система с жидкой дисперсной средой и жидкой нераст воримой дисперсной фазой. При откачке водонефтяной эмульсии погружным лопастным насосом изменения характеристики насоса подобны соответствующим изменениям характеристики при откачке вязкой однородной жидкости. Поэтому изменения параметров ло пастного насоса при откачке водонефтяной смеси можно оценивать по номограммам влияния вязкости однородной жидкости через т. н. эквивалентную вязкость.
Аналогичный прием возможен в отношении газонефтяной смеси.
Адаптационными коэффициентами являются:
vH— эквивалентная кинематическая вязкость безводной сепариро ванной нефти при пластовой температуре;
вк — критическая обводненность, соответствующая инверсии фаз эмульсии;
v3Max — эквивалентная кинематическая вязкость смеси при крити ческой обводненности, нулевом газосодержании и пластовой темпе ратуре;
KV3M — х а р а к т е р и с т и к а р а з р ы в а ф у н к ц и и v = f( e ) п р и в = в к;
v3MHH— эквивалентная кинематическая вязкость смеси при крити ческом газосодержании, нулевой обводненности и пластовой темпе ратуре;
а — коэффициент формы кривой зависимости эквивалентной вяз кости смеси от газосодержании.
Адаптационные коэффициенты месторождения могут быть полу чены в результате активных или пассивных экспериментов.
В качестве примера можно привести значения адаптационных коэффициентов для девонских месторождений и угленосных мес торождений (Арланское, Южно-Арланское, Ново-Хазинское) [185]
—см. табл. 2.4.
Таблица 2.4
Параметры |
Размерность |
Месторождения |
||
девонское |
арланское |
|||
|
|
|||
Рср.о |
— |
0 |
0.1825 |
|
V3 min |
1.10'4,м2/с |
0.035 |
0.033 |
|
v„ |
1.10\м 2/с |
0.035 |
3.10 |
|
Вкр |
— |
0.5 |
0.250 |
|
V3 max |
1.10-4,м2/с |
0.63 |
7.49 |
|
vB |
1.10-4,м2/с |
0.01 |
0.01 |
2.7.7. Ограничения по мехпримесям
Известно, что мехпримеси являются одним из факторов, сущест венно влияющих на наработку.
Для повышения надежности насосов ПЛН при повышенном со держании мехпримесей необходимо:
1.Достаточно полно характеризовать мехпримеси, содержащиеся в откачиваемой жидкости.
2.Четко классифицировать исполнения ПЛН, в соответствии с ко личеством и составом мехпримесей, т. е. определенно знать область применения различных исполнений ПЛН по характеристикам мех примесей в откачиваемой жидкости.
По обоим этим вопросам на российской промысловой практике не имеется достаточной четкости.
По всем техническим условиям (ТУ) отечественных производи телей механические примеси в откачиваемой жидкости охарактери зованы только двумя параметрами: массовой концентрацией (мг/л) (в нефтепромысловой практике количество взвешенных частиц (КВЧ)) и микротвердостью частиц (не более 5—7 единиц по Моосу). Такая российская концепция возникла в 50-е годы, когда количест во мехпримесей в откачиваемых жидкостях из российских скважин было незначительно и мехпримеси не были определяющими нара ботку ПЛН фактором. Эта концепция потом была перенесена в ТУ всех отечественных производителей.
Эти два параметра, характеризующие в вышеприведенных ТУ мехпримеси, не являются определяющей количественной мерой разрушающего воздействия мехпримесей на конструктивные эле менты насоса. Разрушающее воздействие зависит еще от процента твердых частиц с твердостью до 7 единиц по Моосу, размеров и фор мы частиц.
Поэтому существующий в России на практике подход к мехпримесям не позволяет оценивать влияние мехпримесей с единых по зиций и проводить сравнения работы ЭЦН различных исполнений в сопоставимых условиях.
По условиям эксплуатации ПЛН, такая концепция, заложенная в ТУ отечественных производителей, не только неэффективна, но и вредна, так как при такой концепции практически невозможно кор ректно определить область применения по мехпримесям различных исполнений ЭЦН, выпускаемых отечественными производителями, для поддержании определенного уровня наработки.
Одной из основных характеристик механических примесей, оп ределяющих эксплуатационные показатели ЭЦН, является их аб разивность [183]. В настоящее время не существует комплексного показателя абразивности мехпримесей, однако его можно оценить
на основе соответствующих свойств содержащихся их частиц, осо бенно твердых: размера, гранулометрического состава, окатанности, твердости, плотности, концентрации, скорости перемещения относительно изнашиваемой поверхности. Определяющими по казатель абразивности могут являться, например, содержащиеся средне и крупкозернистые частицы.
В первом приближении абразивность твердых частиц, содержа щихся в мехпримесях, можно оценивать в соответствии с таблицей 2.4 из источника [183] в % абразивности, взяв за 100% абразивность твердых частиц, состоящих из крупнозернистых песков (с размером зерен 0.5...2 мм) с неокатанными зернами.*
Сравнительный показатель абразивности песков Таблица 2.4
|
Средняя твердость частиц по шкале |
|||
Твердые частицы — песок |
4 |
Мооса |
7 |
|
|
5 |
6 |
||
Среднезернистый |
|
|
|
|
(с размером 0,25...0,5 мм) с частицами: |
|
|
|
|
хорошо окатанными |
0,25 |
0,5 |
0,75 |
1 |
|
(8,3) |
(16,7) |
(25) |
(33,3) |
|
Средняя твердость частиц по шкале |
|||
Твердые частицы — песок |
4 |
Мооса |
7 |
|
|
5 |
6 |
||
неокатанными |
0,75 |
1 |
1,5 |
2 |
|
(25) |
(33,3) |
(50) |
(66,7) |
Крупнозернистый |
|
|
|
|
(с размером 0,5...2,0 мм) с частицами: |
|
|
|
|
хорошо окатанными |
0,5 |
0,75 |
1 |
1,25 |
|
(16,7) |
(25) |
(33,3) |
(41,7) |
мало окатанными |
0,75 |
0,75 |
1,5 |
2 |
|
(25) |
(25) |
(50) |
(66,7) |
неокатанными |
1 |
1,5 |
2 |
3 |
|
(33,3) |
(50) |
(66,7) |
(100) |
Примечание. В скобках приведен показатель абразивности в %.
*По материалам одного из ведущих специалистов ОКБ БН в 80-х годах Филип пова В. Н.
Таким образом, влияние мехпримесей в откачиваемой жидкости на наработку ЭЦН возможно оценивать по абразивности и массовому содержанию средне и крупнозернистых твердых частиц в определен ной объемной подаче жидкости.
Принципиально интересна практика учета механических при месей, используемая американскими изготовителями и нефтяни
ками.
Американская концепция* заключается в следующем:
1.Под мехпримесями не следует понимать только глину, грязь и алевролиты и не следует характеризовать мехпримеси только двумя параметрами — массовым количеством взвешенных частиц в мг/л и микротвердостью.
2.Каждую пробу мехпримесей следует характеризовать пятью па
раметрами:
—суммарным количеством мехпримесей в мг/л;
—процентом кварцевого песка в пробе (твердостью 7 единиц по Моосу);
—размером частиц мехпримесей;
—формой частиц мехпримесей;
—количеством частиц, не растворимых в кислоте.
3.По параметрам пробы вычисляется т. н. индекс агрессивности мехпримесей — количественная мера разрушающего воздействия мехпримесей на конструктивные элементы насоса.
4.По сочетанию индекса агрессивности и суммарного количества мехпримесей предлагается выбирать конструктивное исполнение на соса.
Из вышеизложенного следует необходимость проведения следую щих работ:
1.Разработки российской концепции. Разработанная концепция позволит оценивать влияние мехпримесей с единых позиций и про водить сравнения работы ЭЦН различных исполнений в сопостави мых условиях. Для разработки концепции могут быть использованы вышеприведенные идеи.
2.Определения областей применения различных исполнений ПЛН, установления необходимых и достаточных конструктивных признаков каждого исполнения насоса, обеспечивающих одинаково высокий уровень их наработки.