, (3.47)

де

D_h = D_c - D_t - гідравлічний діаметр, рівний різниці внутрішнього діаметра експлуатаційної колони D_c і зовнішнього діаметра НКТ D_t; f - коефіцієнт гідравлічного опору ГРС об стінки кільцевого каналу, розрахований за методикою, наведеною в [13].

Підставивши рівняння (3.46) і (3.47) в (3.44) остаточно отримаємо

(3.48)

На рис.3.3 показані результати розрахунків діаметра бульбашок газу за рівнянням (4.5) при наступних вихідних даних: дебіті свердловини 25 м^3/добу; газовому факторі 200 м^3/м³; D_с = 0,128 м; D_t = 0,073 м; тиску насичення

P_b = 9 МПа; температурі на вході в газосепаратор t = 60 С; густині води с_w = 1020 кг/м³; густині нафти с_o=860 кг/м³. При розрахунку наведених швидкостей V_sg і V_sL в залежності від тиску і температури використовувалися PVT кореляції у формі Стендінг. На рис.3.4 при тих же вихідних даних показана залежність діаметра бульбашки газу d_р від об'ємного вмісту газової фази на вході в газовий сепаратор [10].

Рис. 3.3 Залежність діаметра бульбашок газу d_р від тиску на вході в газосепаратор при різного ступеня обводнення "n" перекачується флюїду

Рис. 3.4 Залежність діаметра бульбашок газу d_р від об'ємного газовмісту на вході в газосепаратор

4. Монтаж і раціональна експлуатація обладнання

4.1 Монтаж обладнання

При експлуатації високодебітних свердловин використовують заглибні відцентрові насоси. Наземне обладнання електронасосів не потребує монтажу фундаментів та інших споруд.

Заглибний насосний агрегат в зібраному виді спускають в свердловину на насосно-компресорних трубах [13].

Перед спуском на усті необхідно виконати наступні роботи:

1) встановити хомут-елеватор на електродвигуні, підняти електродвигун з містків, спустити його на устя свердловини і зняти запобіжну кришку;

2) встановити хомут-елеватор на протекторі, підняти протектор над свердловиною, зняти запобіжну кришку з нижнього кінця протектора, перевірити обертання вала протектора і електродвигуна шліцевим ключем, встановити свинцеву прокладку на електродвигун, з'єднати вал протектора з валом двигуна шліцевою муфтою, з'єднати протектор з електродвигуном;

3) зняти хомут-елеватор з електродвигуна і опустити двигун з протектором в устя свердловини;

4) зняти запобіжну кришку з верхнього кінця протектора і перевірити обертання вала шліцевим ключем;

5) підняти електродвигун з протектором над фланцем обсадної колони і зняти пакувальні кришки з кабельного входу електродвигуна і кабельної муфти, перевірити ізоляцію;

6) встановити свинцеву прокладку в паз кабельного входу, з'єднати кабельну муфту з кінцями обмотки статора електродвигуна і закріпити гайками, не допускаючи щільного ущільнення;

7) викрутити пробку для випуску повітря з нижньої камери протектора і пробку зворотного клапана на головці двигуна, закрутити замість пробки штуцер напірного рукава заправного насоса; закачати в двигун рідке масло до появи його в отворі нижньої камери протектора і в зазорі нещільно затягнутої кабельної муфти; викрутити штуцер заправного насоса і закрутити на місце пробку зворотного клапана головки двигуна;

8) закрутити пробку в протектор і затягнути гайки, за допомогою яких кабельна муфта кріпиться до двигуна; опустити двигун з протектором в свердловину до посадки хомута на протекторі на фланець обсадної колони і перевірити обертання двигуна включанням в електромережу;

9) закрутити патрубок-перехідник на насос, підняти насос з містків; зняти запобіжну кришку з кінця насоса, викрутити пробку в основі насоса, перевірити обертання вала насоса шліцевим ключем; встановити свинцеву прокладку і шліцеву муфту на вал протектора і з'єднати насос з протектором;

10) зняти хомут-елеватор з протектора, підняти протектор над фланцем обсадної колони; викрутити пробку зворотного клапана протектора і закрутити на її місце штуцер заправного насоса з рідким маслом; викрутити пробку з впускного отвору протектора і закачати рідке масло до його появи в зливному отворі протектора;

11) закрутити пробку в зливний отвір протектора і продовжувати закачувати рідке масло до появи його в отворі основи насоса;

12) закрутити в отвір основи насоса манометр і опресувати агрегат;

13) при відсутності підтікань масла в з'єднаннях викрутити манометр і штуцер заправного бачка;

14) закрутити повітряну пробку протектора і відкрити перепускний клапан протектора на 1,5-2 обороти;

15) при появі густого масла в отворі основи насоса закрити пробку, спустити агрегат і встановити захисні кожухи;

16) підключити кабель і провести пробний запуск насоса.

Після спуску труб при їх підвісці на планшайбі необхідно провести заключні операції:

закрутити планшайбу на колону труб;

посадити колону труб на колонний фланець;

підняти і закрутити арматуру (трійник і засувку) в муфту планшайби;

з'єднати нагнітальну лінію арматури і перевірити роботу насоса та станції управління;

При підвісці труб і перевідної котушки необхідно:

зняти кабель з підвісного ролика;

підняти перевідний патрубок разом з перевідною котушкою і закрутити на колону труб;

протягнути вільний кінець кабелю в отвір котушки;

посадити колону труб на хрестовик і закріпити перевідну котушку з хрестовиком болтами;

встановити сальникове ущільнення;

від'єднати перевідний патрубок від перевідної котушки;

підняти ялинку арматури і з'єднати її з перевідною котушкою;

з'єднати нагнітальні лінії арматури.

Автотрансформатор і станція управління мають спеціальну основу, і для них не потрібно виготовляти фундаменти. Їх встановлюють на підлозі дощатої будки, яка захищає їх від атмосферних опадів і хуртовин зимою.

Всі насоси, які встановлюються на свердловині повинні пройти двохгодинну обкатку і випробовування. Мета випробовування зняття комплексної характеристики насоса і перевірка готовності його до експлуатації. Перевірка напору насоса здійснюється на трьох подачах: середній між нульовою і номінальною; проміжній між номінальною і максимальною; максимальній. Відхилення напору в сторону зменшення не повинно перевищувати 5% від паспортного.

4.2 Раціональна експлуатація, технічне обслуговування

В процесі експлуатації свердловини установками заглиблених відцентрових насосів потрібно контролювати наступні параметри: кількість відкачуваної рідини, динамічний рівень, буферний тиск, величину струму двигуна, температуру відкачуваної рідини на виході насоса.

Величина струму двигуна при встановленому режимі не повинна перевищувати його номінальне значення.

Фіксувати всі зупинки заглибного агрегату і їх причини.

При зупинках насосного агрегату перевіряють надійність кріплення кабелів зовнішніх з'єднань трансформатора і комплектного пристрою.

Будь-які відхилення від нормальної роботи установки вивчити і прийняти всі міри для їх усунення, перед цим прийняти рішення про підйом агрегату. Якщо установка відключилась, а опір ізоляції системи "кабель-двигун" рівний 0,05 М•Ом, то потрібно запустити установку ще раз. При зниженні ізоляції системи "кабель-двигун" до величини менше 0,05 М•Ом установку піднімають.

Потрібно перевірити величина опору ізоляції, величина якої повинна відповідати значенням вказаним в інструкції по експлуатації, потім в електродвигуні перевіряють напрям слідування наконечників початку і кінця фаз обмотки статора. З'єднання наконечників має бути щільним, в разі ослаблення гільзи піджимаються. Перевіряється допуск радіального биття валу. Масло проходить випробування в розрахунку на пробій і після успішного витримання випробувань закачується в двигун і гідрозахист. Після закачки масла МА ПЕД двигун випробовують на герметичність тиском 0,1-1,2 МПа протягом 5 хв., а протектор тиском 0,03 - 0,17 МПа протягом 10 хв. В протекторі при підвищені тиску вище 0,17 МПа клапанний пристрій діафрагми має забезпечити перепуск масла.

При виводі установки на режим кожну годину реєструвати струм навантаження, після виводу на режим захист настроїти на струм встановленого режиму. В процесі експлуатації один раз в неділю перевіряти стан наземного обладнання, реєструвати показники струму навантаження, відмічати кількість зупинок і їх причини [14].

Перелік посилань на джерела

1. Федорович Я.Т. Машини та обладнання для видобутку нафти і газу. Конспект лекцій. Частина І. - Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2010. - 118 с.

2. Паспорт свердловини №2 Шатравинської площі

3. Федорович Я.Т., Джус А.П. Машини та обладнання для видобутку нафти і газу. Практикум - Івано-Франківськ: Факел, 2009. - 132 с.

4. http://runaco.ru/production/gazoseparatori/ - продукція ОАО "Новгородського заводу механіка"

5. http://shelfgas.com/ru/catalog/separators.html - продукція компанії ShelfGasTechnology

6. Патент РФ № 2503808. Газосепаратор скважинного погружного насоса / Авт. Изобрет Трулев Юрий Владимирович, Трулев Алексей Владимирович.М. кл Б 04 Б 13/10, Е 21 В 43/38, заявл.08.07.2011, опубл.10.01.2014.

7. Игревский Л.В. Повышение эффективности эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти: дис. канд. техн. наук. М., 2002.216 с.

8. Деньгаев А.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей: дис. канд. техн. наук. М., 2005.212 с.

9. Васильев Ю.Н., Максутов Р.А., Башкиров А.И. Экспериментальное изучение структуры нефтегазового потока в фонтанной скважине // Нефтяное хозяйство. 1961. № 4. С.41-44.

10. Патент РФ № 2027912. Способ откачивания жидкости скважинным насосом и газосепаратор скважинного центробежного насоса / Авт. изобрет.п.Д. Ляпков [и др.].М. кл Б 04 Б 13/10, Е 21 В 43/38, заявл.28.02.1991, опубл.27.01.1995, Б.И. № 3.

11. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1969.

12. Иванов М.Н. Детали машин. М.: Высш. шк., 1991.

13. Marquez R. Modeling Downhole Natural Separation: PhD dissertation, The University of Tulsa, Tulsa, Oklahoma, 2004. P.187.

14. Раабен А.А. и др. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования. - М.: Недра, 1989.

Размещено на Allbest.ru