Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ работы скважин, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов

Анализ работы скважин, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов

Геолого-физическая характеристика месторождения, его продуктивных пластов. Состояние механизированного фонда скважин. Расчет и подбор оборудования, запуск и вывод на постоянный режим работы скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 06.12.2015
Размер файла 1,8 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 СТРАТИГРАФО-ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.3 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

1.4 СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1СОСТОЯНИЕ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН

2.2 НАЗНАЧЕНИЕ УЭЦН И ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

2.3 СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН

2.4 РАСЧЕТ И ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН НА СКВАЖИНАХ ЗАПАДНО-НОЯБРЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.5 ЗАПУСК И ВЫВОД УЭЦН НА ПОСТОЯННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ

2.6 ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УСТАНОВКАМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

2.7 ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

2.8 МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД И НАРАБОТКА НА ОТКАЗ

2.9 АНАЛИЗ ПРИЧИН ВЫХОДА ИЗ СТРОЯ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА

2.10 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ

3. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

3.1 ОХРАНА ТРУДА

3.2 ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

3.3 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Развитие нефтедобывающей промышленности Западной Сибири в новых экономических условиях определяет необходимость в разработке и внедрении энерго - и ресурсосберегающих технологий. Современное состояние нефтедобычи в этом регионе требует решения задач, связанных с оптимизацией работы механизированного фонда и повышением производительности работы скважин в условиях осложнений при эксплуатации (высокая температура в забое, присутствие механических примесей, повышенная кривизна ствола скважин, высокая обводненность продукции, отложение органических и неорганических осадков и т.д.)

Окончание фонтанного периода работы месторождений Западной Сибири придает особую актуальность проблеме повышения надежности скважинного оборудования. Это определяет необходимость не только совершенствования технологии традиционных способов механизированной добычи (установками электрических центробежных насосов и скважинных штанговых насосов), но и внедрять альтернативные способы, такие как применение установок струйных насосов, эксплуатация которых в условиях месторождений Западной Сибири (большая глубина, кривизна ствола скважин, высокая температура и обводненность продукции, гидрато- и солеотложения) может принести хороший технологический и экономический эффект.

В данном проекте проведен анализ работы скважин, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), на Западно-Ноябрьском месторождении.

геологический скважина центробежный электронасос

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 СТРАТИГРАФО-ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

В административном отношении Западно-Ноябрьское месторождение находиться в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Окружной центр г. Салехард, районный посёлок Тарко-Сале.

Ближайшие к нему месторождения - Суторминское, расположенное в 6 км. к западу, Муравленковское - в 43 км к северо-западу, Карамовское - в 25 км. к юго-западу, Холмогорское - в 45 км. к юго-западу, Спорышевское и Пограничное к югу в 20 и 50 км. соответственно.

К востоку от Западно-Ноябрьского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и параллельно ей железная дорога Сургут-Уренгой. Транспортировка нефти растворенного газа Западно-Ноябрьского месторождения осуществляется по ветке нефтепроводов и газопроводов до Карамовского месторождения и далее по магистральным нефте - и газопроводам до Сургута.

Район работ расположен на правобережной части верховьев р. Ляку-Пур, занимая междуречье правых притоков последней p.p. Иту - Яха и Кага-Яха. В географическом отношении территория представляет собой озерно-аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах от плюс 70м до плюс 130 м.

Широкое распространение имеют болота и озера, количество которых достигает до 30 на 1 кв. км. Основная масса озер имеет небольшую величину, преимущественно мелкие (Топумей-То, Кан-То и др.) Многие из них зимой промерзают до дна. Болота преимущественно верховые, кустарниково -лишайниково - моховые, нередко бугристые.

В гидролого-климатическом отношении площадь находиться в южной части пониженной теплообменности и избыточного увлажнения. Климат резко континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная. Лето короткое, прохладное. Минимальная температура минус 52° С, максимальная - плюс 35 °С. Отопительный период составляет 275 дней, средняя температура в это время - минус 11° С.

Среднегодовое количество осадков в году 475мм -- 500 мм. Средняя мощность покрова 0,75 м. В низких местах может достигать 1,5 м. и более. Количество дней со снежным покровом в среднем 200 в год.

Грунт промерзает на открытых участках до 3 м. За короткое лето оттаивание грунта происходит не более, чем на 40 - 50 см. Мерзлота образует в почве водонепроницаемы слой, который задерживает поверхностные воды и препятствует просыханию почвы. Все это представляет серьёзную помеху для прохождения наземного транспорта.

Экономически район развит слабо. Плотность населения составляет 1-2 человека на 1 кв. км. Непосредственно на площади работ населенные пункты отсутствуют. Ближайшим населенным пунктом является г. Ноябрьск.

Электроснабжение Среднего Приобья осуществляется местными электроустановками от Сургутской ГРЭС, а также по линии электропередачи Тюмень - Сургут -- Нижневартовск.

Западо-Ноябрьская площадь подготовлена к поисково- разведочному

бурению, сейсморазведочными работами в период 1971- 1972 гг. и 1978 - 1979 гг. Первая поисковая скважина 111 пробурена в 1978 г., однако положительных результатов по ней не получено и работы на площади были временно приостановлены.

В 1987 г. ноябрьской нефтегазоразведочной экспедицией пробурена вторая поисковая скважина 700, при испытании которой получен промышленный приток нефти. В 1987 году составлен проект пробной эксплуатации Ноябрьским научно-исследовательским комплексным отделом СибНИИКП. В 1988 году в юго-восточной части месторождения в районе разведочных скважин 702 и 700 начато эксплуатационное бурение. В настоящее время полномаштабное разбуривание месторождения прекращено, но производится единичные зарезки вторых стволов. На данный момент на Западно-Ноябрьском месторождении в эксплуатацию запущенно четыре горизонтальных скважины № 428 куст 45, № 433 куст 46 и № 520 куст 37, № 487 куст 37. Разработку месторождения осуществляет ЦДНГ №6 «Газпром-нефть» ННГ.

1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Геологический разрез Западно-Ноябрьского месторождения представлен структурными этажами: складчатым фундаментом, промежуточным комплексом и мезозойско-кайнозойским платформенным чехлом.

Отложения фундамента в пределах района работ не вскрыты.

Платформенный чехол сложен осадками юрской, меловой и палеогенной систем, перекрытых четвертичными отложениями. Толщина осадочных терригенных пород достигает более 3000 м.

Наиболее полный разрез вскрыт разведочными скважинами 712 3263м и 11 3089м.

Юрская система. В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов. Континентальные осадки нижнего, среднего и часть верхнего отделов объединяются в Тюменскую свиту.

Тюменская свита сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты приурочен нефтеносный пласт Ю2. вскрытая толщина свиты от 52 м до 131м. На Западно-Ноябрьском месторождении тюменская свита вскрыта лишь в кровле 51м. Пласт Ю2 скв. 712 сильно заглинизирован, практически не коллектор, при испытании интервала 3202, 0-3216м притока не получили, объект «сухой».

Прибрежноморские и более глубоководные отложения верхнего отдела выделяются в васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Васюганская свита представляет собой толщу двучленного строения. Нижняя часть преимущественно глинистая, сложена темно-серыми аргиллитами, верхняя - алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. К песчаникам васюганской свиты, приурочен нефтеносный горизонт Ю1. В скважине 712 пласт Ю1 вскрыт в интервал 3143,2м - 3148 м, по заключению ГИС водонасыщен. Толщина свиты 70м.

Георгиевская свита на исследуемой территории маломощная. Толщина свиты изменяется от 1 до 6 метров, в скважине 712 равна 2м. Свита, представлена темно-серым почти черным слабо битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролита и песчаника многочисленными включениями пирита и сидерита.

Баженовская свита представлена аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов. Толщина свиты 17м. В кровле баженовской свиты залегает продуктивный пласт Ю0. В скважине 712 пласт Ю0 вскрыт в интервале 3130м- 3137 м. по заключению ГИС характер насыщения не ясен. В результате испытания притока не получено, объект «сухой».

Меловая система. Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижнемеловые отложения являются основным объектом поисков нефти и газа и включают в себя осадки мегионской, вартавской, алымской и нижней части покурской свиты.

Наибольший интерес из них представляют отложения мегионской свиты. В нижней ее части локально выделяется ачимовская толща, сложенная алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися нефтенасыщенными песчаниками. Толщина ачимовской пачки изменяется от 60 до 200 м. скв. 712. Промышленная нефтеносность связана с группой пластов БС10 - БС22.

В скважине 712 испытан интервал 3043м - 3060 м, ачимовская пачка, притока не получено. По заключению ГИС ачимовская толща представлена чередованием плотных и глинистых прослоев, пласты не ясны как коллекторы.

Верхняя часть мегионской свиты представлена разнозернистыми, полимиктовыми, слабослоистыми песчано-алевролитовыми отложениями серого и темно-серого цвета. Цемент песчаников глинистый, иногда с примесью кальцита.

К этой части разреза приурочены промышленно-нефтеносные пласты группы БС10 - БС22. На Западно-Ноябрьском месторождении пласт БС11 вскрыт всеми пробуренными скважинами. Пласт представлен водонасыщенными песчаниками серого цвета, преимущественно мелкозернистыми, иногда переходящими в крупнозернистый алевролит.

Основной продуктивный пласт БС12 имеет повсеместное распространение. В скважине 712 пласт БС12 вскрыт в интервале 2746,4 -2799,2 м. по заключению ГИС характеризуется как нефтенасыщенный. Из интервала 2737 - 2750 м поднято 8,5 м керна, представленного переслаиванием аргиллита и алевролита, с нефтенасыщенньм песчаником. Толщина мегионской свиты 522 м.

Вартовская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита, датируется берриас-валанжинской и залегает на глинистых отложениях мегионской свиты, представлена прослаиванием песчаников и глин с прослоями алевролитов. Песчаники светло-серые, от мелко - до крупнозернистых, полевошпатово-кварцевые, средней крепости, с прослоями крепких. Глины темно-серые, серые, иногда с зеленовато-коричневым оттенком. Отложения нижней подсвиты включают песчаные пласты БC1-9. На Западно-Ноябрьском месторождении пласты этой группы водонасыщенные. В нефтеносном отношении интерес представляет пласт БС8, где в скважинах 720 и 714 получены промышленные притоки нефти. Толщина подсвиты 195 м.

Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаные и глинистые прослои не выдержаны по простиранию и в разрезе.

Песчаники светло-серые, мелко - и среднезернистые, полевошпатовое - кварцевые, известковые. С отложениями верхней подсвиты связаны песчаные пласты АС4-12 толщина подсвиты 205 м. общая толщина вар-коллекторских свойств брались исходные коллекторы одноименных горизонтов по средним месторождениям (Суторминское, Карамовское, Крайнее).

Отложения пласта БС8 представлены алевролита-песчаными породами, содержащими прослои аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, средне сцементированные, с намывами растительного детрита и слюды. Аргиллитам присущи более темные тона окраски, постоянное присутствие прослоев, линз и гнезд песчано-алевролитового материала.

Покрышкой алевролито-песчаных пород пласта БС8 являются существенно глинистые породы мощностью от 2 скв. 710 до 11 м скв. 111.

Залежь пласта БС8 вскрыта двумя скважинами 714 и 720 и приурочена к наиболее приподнятой части структуры, установленной бурением и являющейся одним из осложняющих Западно-Ноябрьскую структуру куполов.

Промышленная нефтеносность доказана испытанием скважин 714 и 720 (дебиты нефти на 8 мм штуцере составили соответственно 115,2 куб.м/сут и 73куб.м/сут). Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина составляет 5,1м. Залежь полностью подстилается водой, является водоплавающей. Положение ВНК уверенно определяется по ГИС в интервале 2443,6 - 2444,0 м между подошвой нефтенасыщенных и кровлей водонасыщенных коллекторов. По данным промежуточного каротажа и отбора керна в скважине 720 в интервале 2535 - 2547 м (а.о. минус 2440 -2452 м) установлены прямые признаки нефтеносности пласт (отобрано 5,4 м нефтенасыщенного песчаника). В соответствии с принятыми водонефтяным контактом и структурными построениями по пласту БС8 размеры залежи составляют 5,2 на 2,5 - 2,8 км, высота 9 м. Залежь массивная.

Пласт БС12 стратиграфические приурочен к средней части мегионской свиты всеми пробуренными на площади скважинами на глубинах 2736 -2782 м. Характеризуется относительной выдержанностью величин общей и эффективной толщины. Так, общая толщина при средней величине 13,1 м изменяется от 10 м скв. 906 до 19,2 м скв.715.

В северной части месторождения общие толщины незначительно уменьшаются. Зона глинизации пласта БС12 на площади месторождения не установлено. Пласт БС12 по сравнению с пластом БС8 более однороден. Средний коэффициент расчлененности по пласту составил 3,3. Наибольшая расчлененность пласта наблюдается в восточной части месторождения, где Красч = 8 скв. 701, минимальный Красч = 1 отмечаемся в районе скважины 945 юго-восточная часть.

Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,4 м до 9,6 м. Значительную роль в разрезе играют проницаемые прослои толщиной от 2 до 5 м и от 6 до 7м, которые составляют в общей массе проницаемых прослоев 43% и 19%. Песчанистость пласта изменяется от 38,2% скв.888 до 95,3% скв.713 , среднее значение 78,7%.

Коллекторами пласта БC12 являются песчаники и алевролиты. Карман пласта охарактеризован в 7 скважинах. Песчаники серые, в основном мелкозернистые, аркозовые, с глинистым, реже с глинисто-карбонитным цементом.

Покрышкой для залежи служит глинистая пачка толщиной от 19 м в скв.700,701, расположенных в восточной части структуры, увеличивающаяся в северной части и западном направлениях до 23 м. в скв. 702,722, достигая порядка 40 м. за пределами залежи в скв.724. В пределах контура нефтеносности пробурено 9 поисково-разведочных скважин, при испытании которых в 8 скважинах получены фонтанные притоки нефти. Дебиты изменяются от 73 мЗ/сут скв.715 на 8 мм. штуцере, до 182 мЗ/сут скв. 702 на 10 мм. штуцере. В скважине 713 получили водонефтяной приток дебитом 12,9 мЗ/сут нефти 11,3% , а в скважине 701 приток воды с пленкой нефти дебитом 3,3 мЗ/сут при забойном давлении 21,44МПа.

В районе разведочной скважины 700 с 1988 года ведется эксплуатационное разбуривание залежи пласта БС12. По данным ГИС большинство из пробуренных скважин вскрыли водонефтяную зону, а в скважинах 868, 888 и 947 - водяную зону, т.е. попали за контур нефтеносности. Таким образом, чисто нефтяная зона сократилась в несколько раз и лишь на юге залежи осталась небольшая зона район скважины 700 и 702.

Залежь пласта БС12 является основным объектом на месторождении, содержит 90% балансовых запасов нефти и суммарных по месторождению. Пласт в пределах контура нефтеносности достаточно выдержан, общие и эффективные толщины изменяются незначительно. Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются по скважинам от 1,2 до 16,2 м.

Как уже отмечалось выше, на Западно-Ноябрьском месторождении также вскрыты, отложения ачимовской пачки и юры.

Отложения ачимовской пачки вскрыты разведочными скважинами 111 и 712 на глубинах от 2975 м до 3117 м они представлены преимущественно низко проницаемыми песчано-алевролитовыми породами с прослоями известковистых и сильно алевритистых разностей. При испытании скважин 111 и 712 притоков пластового флюида не получено. Промышленных скоплений нефти в ачимовских отложениях в данном районе не обнаружено. Учитывая малодебитность полученных притоков на соседних месторождениях, низкие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов ачимовской пачки, эти отложения на Западно-Ноябрьской площади отнесены к бесперспективным.

Нефтеносность юрских отложений пласты Ю0, Ю1, Ю2 на месторождении изучена недостаточно. В результате испытания песчаников, залегающих в кровле тюменской свиты скв. 712, получен приток воды дебитом 4,8 куб. м./ сут. при среднем динамическом уровне 984 м. промышленных скоплений нефти в юрских отложениях не обнаружено.

1.3 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Промышленная нефтеносность Западно-Ноябрьского месторождения связанна с двумя пластами БС8 и БС12.

Принят к реализации 2 вариант разработки (трехрядная система, с размещением скважин по треугольной сетке, 500 на 500м.) со следующими проектными решениями:

* выделение основного объекта разработки пласта БС12

* пласт БС8 считать возвратным объектом

* разбуривание пласта БС12 производить по уплотненной сетке

* давление нагнетания 15 МПа, на устье нагнетательных скважин 10 МПа

* создаваемая депрессия 5-8 МПа

Пласт БС12 распространен по всей площади месторождения с увеличением эффективных толщин с юго-востока на северо-запад до 27 метров и представлен чередованиями песчаных пород с алевролитами и аргиллитами. Расчлененность пласта возрастает в северном направлении до 14 пропластков. По пласту БС12 выделены два поднятия - северное и южное. По южному участку наблюдается некоторое увеличение чисто нефтяной зоны (ЧНЗ) в северо-западном направлении. На северном участке нефтяная зона разбилась на несколько небольших участков, в отличие от южной части, северная часть представлена, в основном водонефтяной зоной (ВНЗ). В южной части пласт по разрезу четко делиться пачки пород:

-верхняя характеризуется более монолитным однородным строением, где коллектор представлен одним или тремя песчаными пропластками, в основном толщиной 2-4 метра.

-нижняя часть пласта характеризуется высокой неоднородностью, в некоторых скважинах нижние пропластки полностью заглинизированы.

Толщина глинистого раздела между нефтяной водоносной частью в районе ЧНЗ 2-9 метров. Значение б пс для верхней части залежи от 0,7 до 0,85; нижней от 0 до 0,54.

На северном участке пласт характеризуется высокой неоднородностью практически по всему срезу, с небольшими ухудшениями к подошве пласта. Значением изменяется от 0,58 до 0,85. Толщина глинистой перемычки между нефтяной и водонефтяной почками изменяется от 2,6 до 6,8 метров в ЧНЗ и от 0 до 2,4 метров в ВНЗ.

Наличие зональной неоднородности по проницаемости довершает картину строения пласта. В высокопроницаемых недонасыщенных зонах отмечается наличие подвижной воды, имеющей низкую сжимаемость. Поступление закачиваемой воды в данные зоны приводит к росту пластового давления, которое маломощные глинистые перемычки не в состоянии выдержать, что приводит к возникновению перетоков между водо - и нефтенасыщенными пропластками.

Таким образом, в северной части пласт БС12 характеризуется более сложным строением, прерывистостью залегания проницаемых пропластков, уменьшением их толщин. Все эти изменения приводят к ухудшению коллекторских свойств пласта до 3-15, реже 50 мд., по сравнению с южной зоной, где значение проницаемости выше - 90-270 мд.

Вмещаемая залежь нефти имеет размеры 11х12 км. Характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 65% от всей площади. Отметка водонефтяной контакт (ВНК) понижается с севера на юг от абсолютной отметки 2655 до 2662 метра.

Вторым эксплуатационным объектом является залежь пласта БС8, залегающая по разрезу выше пласта БС12 на 200 метров и развитая в северной части месторождения. Размеры 7 на 4 км, отметка ВНК минус 2444 м. Пласт БС8 сложен в основном песчано-алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов, выдержанных по разрезу и площади. Эффективная толщина коллекторов изменяется от 14 до 34 метров, а нефтенасыщенная толщина в среднем 3 метра, иногда отделена от водоносной части пласта за глинизированной перемычкой от 1 до 3,5 метра.

Западно-Ноябрьское месторождение находится на 4 стадии разработки.

Таблица 2.1-Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Западно - Ноябрьского месторождения

№

Параметры

Един. изм.

БС8

БС 12

1

Средняя глубина залегания

м

2539-2546

2737-2766

2

Тип залежи

Н

Н

3

Тип коллектора

терригенный

, поровый

4

Площадь нефтеносности

тыс. м2

27900

114391

5

Средняя нефтенасыщенная толщина

м

4,59

8,21

6

Пористость

%

20

18

7

Проницаемость, по керну:

мкм2

0,0816

0,0556

8

Коэффициент песчанистости

доли ед.

0,7

0,816

9

Коэффициент расчлененности

доли ед.

6,9

3,3

10

Начальная пластовая температура

°С

79

86

11

Начальное пластовое давление

МПа

26,5

27,1

12

Вязкость нефти в пластовых условиях

мПа.с

1,76

0,9

13

Плотность нефти в пластовых условиях

т/м3

0,806

0,761

14

Плотность нефти в поверхностных условиях

т/м3

0,862

0,84

15

Абсолютная отметка ВНК

м

-2440-2450

-2659-2661

16

Объемный коэффициент нефти

доли ед.

1,104

1,171

17

Содержание серы в нефти

%

0,87

0,46

18

Содержание парафина в нефти

%

2,78

2,83

19

Давление насыщения нефти газом

МПа

8,9

11.7

20

Газовый фактор

м-'/т

39

68

21

Средняя продуктивность

10 м3/(сут*МПа)

27,7

14,7

1.4 СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

По данным анализа поверхностной пробы плотность нефти составляет 0,666 г/см2 вязкость 15,59 мм2/с при 20°С и 5, 804 мм2/с при 50°С. Содержание серы 0,87% парафина 2,78% селикогелевых смол 4,92% и асфальтов 3,24%. Выход легких фракции до 300°С 47%, начало кипения 84°С.Средние значения плотности сепарированной нефти при однократном разгазировании глубинных проб составляет 0,864 г/см3. Газосодержание равно 43,68 м3/т, давление насыщения 8,9 МПа.

Объемный коэффициент равен 1,138, усадка -12,17%. Газ однократного разгазирования глубинных проб нефти характеризуется следующими средними составами: метана - 79,449%, этана - 5,208%, пропана - 5,020%, бутана - 6,307%, пентана + высших - 2,322%. Из газов не углеводородного ряда содержится углекислый газ -- 0,296% и азот - 1,391%. Содержание гелия -- 0,0065%.

По производственно-товарным свойствам нефть пласта БС12 малосернистая - 0,46%, парафинистая - 2,83%, малосмолистая - 4,73%.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 СОСТОЯНИЕ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН

Проанализируем работу механизированного фонда скважин на Западно-Ноябрьском месторождении за последние 5 лет в период с 2000 по 2004г, данные приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.2. Показатели работы фонда

Показатели

2000

2001

2002

2003

2004

+/-

Добыча нефти всего, тыс.т

731,4

662,8

63,53

1081,7

832,34

+100,94

Эксплуатационный фонд, шт.

255

252

253

252

256

+1

Действующий фонд добывающих скважин, шт.

196

193

165

149

139

-57

Оборудованных ШГН, шт.

157

155

138

127

129

-28

Оборудованных УЭЦН, шт

39

38

27

22

10

-29

Бездействующий фонд, шт.

59

59

87

102

116

-55

ЭЦН, шт.

28

30

56

75

87

-59

ШГН, шт.

31

29

30

27

29

+2

Фонд нагнетательных скважин, шт.

77

77

77

75

75

-2

Действующий фонд нагнетательных скважин, шт.

51

55

32

32

38

-13

Средний дебит по жидкости, т/сут.

49,26

44,21

49,55

105,2

97,8

+48,54

Средний дебит по нефти, т/сут.

11,94

10,09

10,53

20,9

16,64

+47,7

Средняя обводненность, %

75,76

76,65

78,3

74,84

82,98

Из таблицы 2.1. мы видим падение добычи нефти и обводнение добывающей жидкости в период с 2000 по 2002 года. Это объясняется тем, что скважины из-за быстрого обводнения и падения дебетов останавливаются и выбывают из действующего фонда добывающих скважин.

Увеличение добычи в 2003 году 1081,7 тыс.т. по сравнению с 2002 годом 635,3 тыс.т связана с вводом новых скважин, а так же выводом из бездействия. Среднесуточные дебеты по месторождению увеличились с 10,53 т/сут до 20,9 т/сут. Обводненность добываемой жидкости снизилась с 78,3% в 2002 году до 74,84% в 2003 году.

Снижение добычи в 2004 году - 832,34 тыс.т. связано с быстрым обводнением 82,98% и выводом скважин из добывающего фонда. Среднесуточный дебит снизился до 16,64 т/сут.

Добывающий фонд сократился на 57 скважин с 196 в 2000 году до 139 в 2004 году. Фонд скважин оборудованных УЭЦН сократился на 28 штук, оборудованных ШГН на 29 штук. Действующий фонд скважин оборудованных УЭЦН на 2004 год составляет 139 штук или 92,8%, фонд скважин оборудованных ШГН - 10 штук, или 7,2%. За этот период наблюдаем увеличение отборов жидкости, среднесуточный отбор жидкости с 49,26 т/сут. в 2000 году до 105,2 т/сут. в 2003 году. Снижение дебита по жидкости в 2004 - 97,8 т/сут. связано с выводом скважин из действующего фонда -10 штук.

Фонд нагнетательных скважин составляет 75 штук и сократился на 2 скважины. Фонд действующих нагнетательных скважин с 51 в 2000 году, до 38 в 2004 году.

Западно-Ноябрьское месторождение находится на IV стадии разработки и характеризуется падением добычи нефти, увеличением отборов жидкости, ростом обводненности, снижением среднесуточных дебитов.

2.2 НАЗНАЧЕНИЕ УЭЦН И ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) предназначены для откачки нефти из нефтяных скважин, в том числе и наклонных. Пластовая жидкость -- смесь нефти, попутной воды, нефтяного газа и механических примесей -- имеет следующие характеристики:

-максимальное содержание попутной воды 99;

-водородный показатель попутной воды, рН 6,0-8,5;

-максимальная плотность жидкости, кг/м3 1400;

- максимальная кинематическая вязкость однофазной

жидкости, при которой обеспечивается работа насоса

без изменения напора и КПД 1;

-максимальная массовая концентрация твердых частиц, г/л 0,1;

-микротвердость частиц по Моосу, баллов не более 5;

-максимальное содержание свободного газа на приеме насоса, % 25;

-при использовании газосепаратора содержание свободного

газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса

допустимо по объему до 55 %;

-максимальная концентрация сероводорода для насосов

обычного исполнения, г/л 0,01;

-для насосов коррозионно-стойкого исполнения (К), г/л 1,25;

-максимальная температура, °С 90.

Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:

-минимальный внутренний диаметр скважины для каждого габарита установки - согласно техническому описанию на насосы и двигатели;

-максимальный темп набора кривизны ствола скважины -- 2 градуса на 10 метров, а в зоне работы установки -- 250 кгс/см2;

-в зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 60 градусов.

2.3 СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН

В комплект погружной установки (рисунок 2.1) для добычи нефти входят электродвигатель с гидрозащитой, насос, кабельная линия, наземное электрооборудование. Насос приводится в действие электродвигателем и обеспечивает подачу пластовой жидкости из скважины по НКТ на поверхность в трубопровод.

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю, соединяется с электродвигателем при помощи муфты кабельного ввода. Установки имеют следующие исполнения: обычное, коррозионно-стойкое, износостойкое, термостойкое.

Пример условного обозначения: 2УЭЦНМ(К, И,Д, Т) 5-125-1200,

где: 2 - модификация насоса; У - установка;

3- электропривод от погружного двигателя;

Ц - центробежный; Н - насос;

М - модульный;

К, И, Д, Т - соответственно в коррозионно-стойком, износостойком, двухопорном и термостойком исполнении; 5 - группа насоса.

Выпускаются установки групп 5, 5А, 6 для эксплуатации в скважинах с внутренним диаметром соответственно не менее 121,7; 130и 144 мм;

125 - подача, м3/сут.; 1200- напор, м.

Установка скважинного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования.

Рисунок 2.1 - Схема установки ЭЦН:

1 - электродвигатель с гидрозащитой, 2 - насос, 3 - кабельная линия, 4 - НКТ, 5 - металлические пояса, 6 - оборудование устья, 7 - станция управления, 8 - трансформатор.

Таблица 2.3 - Техническая характеристика УЭЦН

Установка

Номинальная подача, м3/сут

Напор, м

Рекомендуемая рабочая область

Насос

Подача, м3/сут

Напор,м

КПД, %

Число ступеней /секций

Группа 5

У2ЭЦН5-40-1400

УЭЦН5-40-1750

У2ЭЦН5-80-1200

У3ЭЦН5-130-1200

У2ЭЦН5-200-800

УЭЦНК5-80-1200

УЭЦНК5-80-1550

УЭЦНК5-130-1400

40

40

80

130

200

80

80

130

1400

1800

1205

1165

795

1170

1600

1460

25-70

25-70

60-115

100-155

145-250

60-115

60-115

100-155

1425-1015

1850-1340

1285-715

1330-870

960-545

1250-785

1680-970

1700-1100

39,6

43,0

51,5

58,5

50

49,5

51,5

58,5

273/2

349/3

274/2

283/2

225/2

274/2

364/2

348/3

Группа 5А

У1ЭЦН5А-100-1350

У1ЭЦН5А-160-1100

У2ЭЦН5А-160-1400

УЭЦН5А-160-1750

У1ЭЦН5А-250-800

У1ЭЦН5А-250-1000

У1ЭЦН5А-250-1400

У1ЭЦН5А-360-600

У2ЭЦН5А-360-700

У2ЭЦН5А-360-850

У2ЭЦН5А-360-1100

У1ЭЦН5А-500-800

100

160

160

160

250

250

250

360

360

360

360

500

1380

1070

1425

1755

810

1000

1400

575

700

840

1120

810

80-140

125-205

125-205

125-205

190-330

190-330

190-330

290-430

290-430

290-430

290-430

420-580

1520-1090

1225-710

1560-1040

1920-1290

890-490

1160-610

1580-930

660-490

810-550

950-680

1260-920

850-700

51

58,7

61

61

60,3

60,2

60

59,7

60

60,7

59,5

59,5

264/2

224/2

274/2

346/3

145/2

185/2

265/3

134/2

161/2

184/3

248/3

213/3

Группа 6

У1ЭЦН6-100-1500

У2ЭЦН6-160-1450

У4ЭЦН6-250-1050

У2ЭЦН6-250-1400

УЭЦН6-250-1600

У2ЭЦН6-350-850

УЭЦН6-350-1100

У2ЭЦН6-500-750

100

160

250

250

250

350

350

500

1500

1590

1185

1475

1580

890

1120

785

80-140

140-200

190-340

200-330

200-330

280-440

280-440

350-680

1610-1090

1715-1230

1100-820

1590-1040

1700-1075

1035-560

1280-700

930-490

49

57,6

63

62,6

62,6

65

65

63

213/2

249/2

185/2

231/2

253/2

127/2

168/2

145/2

Группа 6А

У1ЭЦН6-500-1100

У1ЭЦН6-700-800

У2ЭЦНИ6-350-1100

У2ЭЦНИ6-500-750

500

700

350

500

1090

800

1000

740

350-680

550-900

260-430

420-650

1350-600

850-550

1170-710

860-480

59

58

62,1

61,5

217/3

152/3

154/2

157/2

Насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса (рисунок 2.2), электродвигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на НКТ под уровень жидкости. Питание электроэнергией погружного электродвигателя (ПЭД) осуществляется по кабельной линии, которая крепится к НКТ металлическими поясами. На длине насоса и протектора кабель выполнен (в целях уменьшения габарита) плоским. Над насосом через две НКТ устанавливается обратный клапан, выше него на одну трубу - сбивной.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ.

Сбивной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме установки из скважины и для облегчения глушения скважины. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свободный газ на приеме насоса от 15 до 55 % используется газосепаратор. ЭЦН откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Насосы выполняются одно-, двух-, трех- и четырехсекционные.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионно-стойкого исполнения - из модифицированного чугуна типа "ни резист"**.

Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы. Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов в парах трения, установкой промежуточных радиальных подшипников по длине насоса, использованием рабочих органов насосов двух опорных конструкций и др.

Рисунок 2.2 - Электроцентробежный насос:

1 - упаковочная пробка; 2 - нарезка для захвата ловильным инструментом; 3 - верхний переводник (ловильная головка); 4 - дистанционное кольцо; 5 - верхняя пята; 6- верхний подшипник; 7 - гайка (ниппель); 8 - вал; 9 - шпонка; 10 - рабочее колесо; 11 - направляющий аппарат; 12 - текстолитовая шайба; 13 - корпус насоса; 14 - сальник; 15 - сетка; 16 - радиально-упорный подшипник; 17 - упаковочная крышка; 18 - ребра для защиты плоского кабеля.

Погружные электродвигатели (рисунок 2.3) - маслонаполненные трехфазные асинхронные короткозамкнутые - обычного и коррозионно-стойкого исполнения являются приводом погружного ЭЦН.

Рисунок 2.3 - Электродвигатель:

1 - вал; 2 - плоский кабель; 3 - штепсельная муфта; 4 - выводные концы обмотки статора; 5 - обмотка статора; 6 - корпус статора; 7 - промежуточный подшипник; 8 - немагнитный пакет статора; 9 - активный пакет статора; 10 - ротор двигателя; 11 - масляный фильтр; 12 - отверстие внутри вала для циркуляции масла; 13- обратный клапан для заполнения двигателя маслом; 14 - отстойник; 15 - турбинка для циркуляции масла; 16 - опорная тяга.

Пример условного обозначения двигателя: ПЭДУСК-125-117,

где ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный;

С - секционный (отсутствие буквы -- несекционный);

К- коррозионно-стойкий (отсутствие буквы -- обычное исполнение);

125 - мощность двигателя, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм.

Гидрозащита (рисунок 2.4 и 2.5) предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала ПЭД к валу насоса.

Рисунок 2.4 - Гидрозащита типа К:

а - камера густого масла;

б - камера жидкого масла;

в - густое масло;

г - жидкое масло;

д и е - скопление воздуха;

1 -- пробка перепускного клапана;

2 и 8 - втулки;

3 - поршень;

4 - пружина;

5 - пайка;

6- резиновое уплотнительное кольцо;

7 - пробка;

9, 14, 24 - подшипники;

10, 15 - обратные клапаны;

11, 13 - отверстия;

12 - трубка;

16 - пластовая жидкость;

17 - обсадная колонна;

18 - камера упорного подшипника насоса;

19 - ниппель;

20 - головка;

21- основание;

22 - корпус сальника;

23 - вал протектора

Рисунок 2.5 - Гидрозащита типа ГД:

а - протектор; б - компенсатор; 1, 5, 11 - подшипники; 2 - торцовое уплотнение; 3, 9, 13 - пробки; 4 - пяты; 7 - диафрагма протектора; 10 - лопастное колесо; 12 - клапан; 14 - кожух компенсатора; 15 - диафрагма компенсатора.

Кабельная линия состоит из основного кабеля и присоединенного к нему удлинителя с муфтой кабельного ввода. В качестве основного используют кабель марки КПБП (кабель полиэтиленовый бронированный плоский) или КПБК (круглый), в качестве удлинителя -- плоский кабель. Поперечное сечение жил основного кабеля равно 10, 16 и 25 мм2, а кабельного удлинителя -- 6 и 10 мм2.

Условия работы для кабелей КПБК и КПБП: допустимое давление пластовой жидкости 19,6 МПа; газовый фактор 180 м3/т; температура воздуха от -60 до +45°С; температура пластовой жидкости 90°С в статическом положении.

Таблица 2.4. Кабель, используемый на месторождениях ОАО «Газпром-нефть».

Марка кабеля

Диаметр жилы с изоляцией

Максимальный наружный размер кабеля

1

2

3

Кабель с полиэтиленовой изоляцией жил

КПБП 3х16

10,5

15,0х37,4

КПБК 3х16

10,5

32

КПБП 3х25

11,6

15,4х43,0

Кабель с полипропиленовой изоляцией жил

КПБПТ 3х13

9,7

14,0х34,0

КПБТ 3х16

10,1

27,8

КПБПТ 3х16

10,1

15,1х37,3

Кабель с полипропиленовой изоляцией и эмалированной жилой

КЭПБПТ 3х13

9,1

14,0х34,0

КЭПБТ 3х16

9,5

26,7

КЭПБТ 3х16

9,5

14,5х35,6

Оборудование устья (рисунок 2.6) скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с погружным агрегатом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод откачиваемой жидкости в выкидной трубопровод.

Рисунок 2.6 - Арматура фонтанная АФК1 - 65х21 СУ-10:

1- корпус, 2- задвижка, 3- заглушка, 4- вентиль, 5- манометр, 6- фланец под приварку, 7- клапан обратный, 8- пробка, 9- фланец-трубодержатель, 10- тройник, 11- переходник, 12- пробка.

Комбинированный кабельный (рисунок 2.7) ввод предназначен для надежной герметизации провода кабеля идущего от электродвигателя к клеммной коробке, при выходе из фонтанной арматуры.

Рисунок 2.7 - Кабельный ввод:

1 - ствол, 2 - корпус, 3 - крышка, 4 - шпилька, 5, 9, 10 - прокладка, 6 - уплотнение, 7 - манжета, 8 - болт, 11 - гайка, 12, 14 - кольцо, 13 - штуцер.

Наземное оборудование включает станцию управления (или комплектное устройство) и трансформатор. Станция управления или комплектное устройство обеспечивает возможность как ручного, так и автоматического управления. На станции управления установлены приборы, регистрирующие работу электронасоса и предохраняющие установку от аварий при нарушении его нормальной работы, а также при неисправности кабельной линии.

Трансформатор предназначен для подачи необходимого напряжения на обмотки статора погружного электродвигателя с учетом падения напряжения в кабельной линии в зависимости от глубины спуска электронасоса.

Согласно действующим инструкциям по эксплуатации, УЭЦН обычного исполнения рекомендуется применять при следующих условиях:

*откачиваемая среда -- продукция нефтяных скважин;

*содержание свободного газа на приеме насоса не более 15 % по объему

*для установок без газосепараторов, и не более 55 %

*для установок с газосепаратором;

*массовая концентрация твердых частиц не более 100 мг/литр с микротвердостью не более 5 баллов по шкале Мооса;

*температура откачиваемой жидкости в зоне работы насоса не более

900С;

*темп набора кривизны скважины от устья глубины спуска насоса не

более 2° на 10 метров;

*темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 минут на 10 метров;

*максимальный угол наклона скважин от вертикали в зоне подвески насоса не более 40°.

Твердость кварцевого песка по шкале Мооса составляет 7, т.е. попадание песка на прием насоса для установок обычного исполнения недопустимо.

2.4 РАСЧЕТ И ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН НА СКВАЖИНАХ ЗАПАДНО-НОЯБРЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Подбор оборудования основывается на потенциале скважины, который при необходимости может быть отражен в графическом виде (IPR-кривая построенная в программе PERFORM). Расчет отечественных установок производится по программе «БРАТ…», импортных - «Autograph», «SubPump» исходя из максимально возможного снижения забойного давления (если нет геологических или эксплуатационных ограничений) при соблюдении следующих условий оптимальной работы ЭЦН:

- расчетный дебит жидкости на поверхности должен находиться в пределах рабочей зоны заводской характеристики Q-H (приведены в программах подбора оборудования, каталогах заводов производителей);

- давление на приеме не менее 45 кгс/см2 или расчетный уровень жидкости над приемом насоса не менее 350м;

- свободный газ после сепаратора на приеме насоса не более 13% или 20% на приеме диспергатора;

- температура ПЭД не более 125оС;

- интенсивность пространственного искривления ствола скважины в интервале подвески установки не должна превышать 0.3о на 10м. Зенитный угол не более 75о, кроме специальных насосных систем;

- исходя из эксплуатационных условий подобрана схема заканчивания (шаблонировка экплуатационной колонны, защита кабеля, струйные вставки, системы шламоуловителей, кожухов, подача ингибиторов и т.д.).

Задача расчета сводится к выбору оборудования для эксплуатации скважин при помощи УЭЦН, которое будет работать в условиях оптимального режима (максимального значения КПД) и обеспечит откачку заданного дебита скважины с данной глубины.

Таблица 2.5 - Исходные данные по скважинам

Показатели

Условное обозначение

Единицы измерения

Номер скважины

1119

609

491

Глубина скважины

Пластовое давление

Давление насыщения

Забойное давление

Устьевое давление

Газовый фактор

Плотность нефти

Плотность газа

Плотность воды

Обводненность продукции

Объемный коэфф. нефти

Коэфф. продуктивности

Диаметр экспл. колонны

Нф

Рпл

Рнас

Рзаб

Ру

G

сн

сг

св

nв

b

К

Dэкс

м

МПа

МПа

МПа

МПа

м3/т

кг/м3

кг/м3

кг/м3

%

т/сут·МПа

мм

2900

25,3

10,03

10,2

2,13

52

792

0,737

1000

50

1,1

12,83

146

2838

27,7

11,3

12

2,5

48

797

0,735

1000

73

1,09

9,0

146

2794

28,3

12,1

14,2

1,9

48

795

0,731

1000

98

1,15

15,4

146

Расчет и подбор оборудования УЭЦН скважины 1119.

1. Определяем планируемый и возможный отбор нефти из условия Рзаб > Рнас. Необходимость соблюдения этого условия связана с тем, что для устойчивой добычи нефти продуктивный горизонт не должен переходить в газовый режим или режим растворенного газа.

Определяем дебит скважины по уравнению притока при коэффициенте фильтрации n = 1 по формуле:

, (1)

где n - показатель степени, зависящий от условий фильтрации;

К - коэффициент продуктивности скважины, т/сут·МПа;

Рпл , Рзаб - соответственно пластовое и забойное давления, МПа.

т/сут.

2. Выбираем оптимальное давление на приеме насоса (Ропт) в зависимости от обводненности продукции:

при nв ? 50% Ропт = 2,5...3,0 МПа, (2)

при nв < 50% Ропт = 3,0...4,0 МПа. (3)

Так как nв = 50% принимаем Ропт= 2,5МПа.

3. Глубину спуска насоса (Lн) определяем из условия обеспечения оптимального необходимого давления на приеме насоса:

, (4)

где Н - глубина скважины до верхних отверстий фильтра, м;

ссм - плотность смеси, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Плотность добываемой смеси (ссм) определяем в зависимости от обводненности продукции скважины.

При nв < 80% по формуле

; (5)

при nв > 80% по формуле

. (6)

Так как nв = 50%, то обводненность продукции определяем по формуле (5):

кг/м3 .

Поэтому м.

4. Выбираем диаметр насосных труб (d) по графику кривых потерь напора (рис.2.6) в зависимости от их пропускной способности и КПД труб.

Рисунок 2.6 - Кривые потерь напора в насосных трубах

КПД труб колеблется в пределах 0,92….0,99. Принимаем зтр = 0,97.

Поэтому d = 60мм ( гладкие, dвн =50мм = 0,05м).

5. Вычисляем потребный напор (Нп), необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:

, (7)

где hтр-- потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближенно можно принять hтр = 20...40 м. Принимаем hтр = 30м;

hг - работа газа, м.

При совместном движении нефти с попутным газом по НКТ пузырьки газа всплывают относительно движущейся нефти. Во время всплытия за счет молекулярного действия между газом и нефтью пузырьки газа совершают полезную работу - подъем нефти и эта работа определяется по формуле:

, (8)

.

Поэтому м.

6. Определяем группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь следующими соотношениями:

D (Dвн), мм группа насоса диаметр насоса, мм

140 (121,7) 5 92

146 (130) 5А 103 (9)

168 (144,3) 6 123

Т.к. Dэкс = 146мм, то выбираем группу насоса 5А , диаметр насоса (Dн) 103мм.

7. Подбираем типоразмер погружного центробежного насоса, исходя из условий: Нн ? Нп=2278,8м , Qн = Qоб, КПД -- максимальный,

где Нн - напор насоса,м;

Qн - подача насоса, м3/сут;

Qоб - объемный дебит скважины, который можно определить по формуле:

м3/сут; (10)

Для этого, пользуясь таблицами характеристик насосов, выбираем 1ЭЦНД 5А-250-2350.

Его характеристики: Qн = 250м3/сут, Нн = 2365м, зн= 61%.

8. Выписываем типоразмеры остального оборудования согласно комплектности поставки установки: двигатель, гидрозащиту, станцию управления, трансформатор, кабель, пользуясь справочной литературой.

Таблица 2.6 - Состав оборудования УЭЦН скважины 1119

Типоразмер насоса

Двигатель

Кабель плоский

Гидрозащита

Трансформатор

Станция управления

1ЭЦНД 5А-250-2350

ПЭД90-117

КРБП 3 х 10

2ПБ92

ТМПН-160/3

ШГС

9. Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяем необходимую мощность и сравниваем с мощностью выбранного двигателя Nдв ?N :

, (11)

кВт.

Т.к. N=82,2 кВт, значит данный двигатель удовлетворяет условию Nдв?N (Nдв=90кВт).

10. Определяем необходимую длину кабеля:

, (12)

где l- расстояние от устья до станции управления, м,

принимаем l = 50м.

Lк= 1999,5 + 50 = 2049,5м.

12. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплутационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимаем 5…10мм.

Определяем основной диаметр агрегата с учетом кабеля (плоского):

, (13)

где Dдв = 117мм-- наружный диаметр электродвигателя,

Dн = 103мм -- наружный диаметр насоса,

hк = 12,6мм -- толщина плоского кабеля ,

S -- толщина металлического пояса, принимаем S=l мм.

мм.

Итак, Dmax =123,6мм, т.е. Dmax < Dвн.экс ,

123,6мм < 130мм.

Значит спуск агрегата в скважину возможен.

Расчет и подбор оборудования УЭЦН скважины 609

1.Определяем дебит скважины по формуле (1):

т/сут.

2. Выбираем оптимальное давление на приеме насоса (Ропт) в зависимости от обводненности продукции из соотношения (2):

при nв ? 50% Ропт = 2,5...3,0 МПа,

Так как nв = 73% , принимаем Ропт= 2,5МПа.

3. Глубину спуска насоса (Lн) определяем из условия обеспечения оптимального необходимого давления на приеме насоса по формуле (4), предварительно определив плотность добываемой смеси (ссм) в зависимости от обводненности продукции скважины по формуле (5).

кг/м3 .

Поэтому м.

4. Выбираем диаметр насосных труб (d) по графику кривых потерь напора (по рис.2.6) в зависимости от их пропускной способности и КПД труб.

Принимаем зтр = 0,94.

Поэтому d = 48мм ( гладкие, dвн =40мм = 0,04м).

5. Вычисляем потребный напор (Нп), необходимый для подъема жидкости на поверхность по формуле (7), предварительно определив потери напора на трение и работу газа по подъему нефти по формуле (8):

,

принимаем hтр = 30м.

Поэтому м.

6. Определяем группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь соотношениям (9):

Т.к. Dэкс = 146мм, то выбираем группу насоса 5А, диаметр насоса (Dн) 103мм.

7. Подбираем типоразмер погружного центробежного насоса, исходя из условий: Нн ? Нп=2102,4м , Qн = Qоб, КПД -- максимальный,

где Qоб - объемный дебит скважины, который определяем по формуле (10): м3/сут.

Пользуясь таблицами характеристик насосов, выбираем ЭЦН 5А-160-2200.

Его характеристики: Qн = 160м3/сут, Нн = 2200м, зн= 61%.

8. Выписываем типоразмеры остального оборудования согласно комплектности поставки установки: двигатель, гидрозащиту, станцию управления, трансформатор, кабель.

Таблица 2.7 - Состав оборудования УЭЦН скважины 609

Типоразмер насоса

Двигатель

Кабель плоский

Гидрозащита

Трансформ...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены