Добыча нефти

Термокондуктивная дебитометрия применяется для выявления интервалов притока или приемистости пластов, выявления перетоков между перфорированными пластами при исследовании остановленных скважин и мест нарушения герметичности обсадной колонны.

Гамма-плотностнометрия применяется для выявления интервалов притока в скважину нефти, воды и газа, установления мест отложения парафина на стенках скважины и исследования забоя скважины. Существует две разновидности гамма-плотностнометрии: гамма-гамм каротаж по прямому излучению (ГГК-П) и гамма- гамма каротаж по рассеянному излучению (ГГК-Р).

Влагометрия применяется для выявления интервалов притока в скважинунефти, воды и газа, для выделения интервалов обводнения. Метод эффективен при содержании воды менее 30 % в потоке жидкости.

Резистивиметрия (индукционная) применяется для выявления интервалов притока в скважину нефти и воды. Резистивиметрия имеет повышенную чувствительность к слабым притокам нефти при большом содержании воды в колонне и к изменению минерализации воды.

Термометрия является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при контроле за разработкой месторождений. Термометрия применяется при решении практически всех задач контроля: для выявления интервалов притока или приемистости, определения отдающих или поглощающих интервалов, установления интервалов обводнения, заколонной циркуляции, определения мест нарушения герметичности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ), глубины и интервалов разгазирования нефти, установления уровня жидкости в скважине. К достоинству термометрии относятся: возможность исследования объектов, перекрытых НКТ, выявления интервалов обводнения независимо от минерализации воды, обводняющей пласт, возможность более точной отбивки подошвы нижнего отдающего или поглощающего интервала по сравнению с методами притока.

Анализ результатов промыслово-геофизических исследований к вопросу контроля за разработкой проведен по данным базы данных «КОНТРОЛЬ» п/о «Сургутнефтегеофизика».

К основным исследованиям, проведенным с начала разработки, можно отнести определение профиля приемистости и определение технического состояния эксплуатационной колонны и труб НКТ.

На сегодняшний момент основным исследованием можно назвать -определение газонасыщенности (РК на газ). Это связано с тем, что идет интенсивное разбуривание газонефтяной залежи пластов АС4-8, представляющих собой нефтяную оторочку, заключенную между газовой шапкой и подошвенной водой. Отсутствие глинистых перемычек или их большие расстояния между ГНК не позволяет эксплуатировать залежь на безгазовом режиме, наличие подошвенной воды и отсутствие каких-либо закономерностей разделов на уровне ВНК приводит к прорыву воды. При составлении плана бурения учитывается текущее состояния пластов по расположенным соседним транзитным скважинам пробуренных на другие объекты. Определения источника обводнения актуально при начальной стадии анализа разработки, а на данном этапе позволяет отследить процесс заводнения и выработки запасов по пласту. К прочим исследования относится уточнения текущего забоя, привязка глубины пакера (репера) и т.п.



3. Специальная часть

3.1 Расчет УЭЦН для эксплуатации скважин

Исходные данные по наклонно-направленной скважине 190, пласт АС4-8 Фёдоровского месторождения:

Пластовое давление Р_пл = 21,3 Мпа.

Забойное давление Р_заб = 17,5 Мпа.

Фактическая глубина Н_ф = 2441 м.

Газовый фактор Г = 51 м³ /т.

Обводненность n_в= 88,97 %.

Давление насыщения Р_нас = 11,3 Мпа.

Плотность воды _в = 1000 кг/м³.

Плотность нефти н = 837 кг/м³.

Давление на устье Р_у = 1,2 Мпа.

Коэффициент продуктивности К = 62,2 т/сут Мпа.

Диаметр эксп/колонны Д_эк=146 мм.

1. Определяем планируемый отбор по уравнению притока:

Q = К (Р_пл - Р_заб) (3.1)

Q = 62,2(21,3 - 17,5) = 236 т/сут.

2. Выбираем диаметр НКТ:

Пропускная способность труб связана с их КПД, КПД следует брать не ниже 0,94; при Г| = 0,95 и Q = 236 т/сут. выбираем Д_НКТ.ВН ⁼ 60 мм. Определяем глубину спуска насоса из условия обеспечения необходимого минимального давления на приеме насоса:



Lн=Ндин+400 (3.2)

Где:

Ндин=Нф-(Рз/_см g) Ндин=2441-( 17,5*106 /984*9,8)=626м

Где: _см - плотность смеси, кг/м³.

L_H - глубина спуска насоса, м.

g - ускорение свободного падения = 9,81 м²/с.

см=в n_в+р„(1-n_в) при n_в 80% (3.3)

3. Находим плотность смеси,

Плотность смеси находим по формуле 3

_см = 1000*0,9 + 837*(1 - 0,9) = 984 кг/м³

4. Рассчитываем глубину спуска УЭЦН

Рассчитываем глубину спуска по формуле 2:

L_H =626+400=1026м

Т.к скважина наклонно-направленная добавляем 30% от Lh

Lнф=1026+1026*0,3=1339м

Выбор насоса.

Требуемое давление насоса, с учетом потерь давления:

P^T_H = L_H g_CM10^{- 6}+P_HР -H_{r CM} g l0 ^{- 6} -P_HД (3.4)

Рнр=Ру+Ртр+Рг+Рс.

Рнр=1,2+0,5+1,5+0,04=3,24Мпа

Р_тр - давление на преодоление сил трения = 0,5 Мпа.

Н_г - работа газа, м.



Н_г = 0,1575 d_B G_ф (1 - )*(1 - n_в) (3.5)

Н_г = 0,1575*60*51(1 - ))*((1- 0,9) = 21 м

Р_нд=см*400* g*10 ^{- 6}

Рн_Д=984*400*9,8*10 ^-6=3,85Мпа

d_B - внутренний диаметр НКТ = 60 мм.

Рн^т = 1026*984*9,8*10^{- 6}+3.24-21*984*9,8*10 ^-6-3,85 = 9.08Мпа

Определяем требуемый напор насоса:

Н^т_н = Р^т_н * 10⁶ / _в g (3.6)

Н^т н= 9.08*10⁶ / 9,8 10³ = 926м

Определяем диаметр насоса:

Дэ (Дв), мм	Группа насоса	Дн, ММ
140(121,7)	5	92
146(130)	5 А	103
168(144,3)	6	123

Диаметр эксплуатационной колонны равен 146 мм, значит внутренний диаметр будет равен 130 мм, группа насоса - 5 А, диаметр насоса равен 103 мм.

Выбираем тип насоса по напору и производительности:

Оптимальный тип насоса по напору и производительности УЭЦН 5А-250-1000

Определяем число ступеней

Число ступеней, которое необходимо снять для получения необходимого напора:

Z = Z(1-H^T_H/H_H) (3.7)

Где:

Z - число ступеней по напору,

Н_н - напор, соответствующий характеристики насоса.

Z = 184 (1-926/1000) = 13

Остальное оборудование выбираем согласно комплектности установки: Двигатель ПЭДУ 45-117В5. (табл.)

Насос ЭЦНМ 5А250-1000.

Кабельная линия К43.000-10-0,6.

Станция управления ШГС5805-49БЗХЛЗД

Трансформатор ТМПА - 100/3 - 73 У1 (УХЛ1) = 1,61 кВ.

Арматура АФК1-65-140ХЛ

Комплектная трансформаторная подстанция КТППН-100/10-82УХЛ1=6(10) кВ.

1. Проверим соответствие мощности двигателя условиям откачки:

NДВ = Q H_H^T _CM g 10^-3 / 86400 *1,02 (3.8)

Где:

N_ДВ = мощность двигателя, кВт.

= 61,5%

N_ДВ = 236*926*984*9,8*10^-3 / 86400 * 0,615*1,02 = 38,8 кВт

2. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля определяем по формуле:

D_max = (D_3Д / 2) + (D_H / 2) + h_K +S (3.9)

Где:

DЭД- диаметр электродвигателя, = 117мм.

h_K - толщина плоского кабеля ( выбираемая по таблице)

S - толщина металлического пояса, = 1 мм.

D_max = (117 / 2) + (103 / 2) + 10,2 + 1 = 121,2 мм.

3. Определяем длину кабеля.

Lк=Lнф+20.

Lk=1 339+20-1359 м

4. Определяем количество НКТ для спуска ЭЦН.

n нкт=Lнф/Lнкт.ср.

n нкт=1359/8=170 шт.

Lнкт.ср средняя длина одной трубы 8 м

5. Определим число клямс для кабеля.

Nк=170*2+5=345 шт.

Требования к подбору типоразмера УЭЦН и расчету глубины ее спуска:

1 .Подбор типоразмера УЭЦН к конкретной скважине и расчет глубины ее спуска производится по методике, адоптированной к условиям месторождений нефтегазодобывающего управления. (см.лит-7)



3.2 Подбор типоразмера УЭЦН, вывод на установившийся режим работы

Подбор типоразмера УЭЦН к конкретной скважине, расчет технологического режима работы скважины и параметров погружного оборудования производятся по методике, адаптированной к условиям месторождений нефтегазодобывающего управления.

Подбор исполнения, типоразмера и определение глубины спуска УЭЦН производятся с учетом следующих факторов:

Возможность отбора расчетного дебита по жидкости при фактическом коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт. Для скважин, вскрывающих чисто нефтяные пласты, депрессия должна соответствовать проекту разработки и не приводить к снижению давления в призабойной зоне ниже давления насыщения.

Интенсивность набора кривизны эксплуатационной колонны в зоне размещения УЭЦН не должна превышать:

для УЭЦН 5 при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм - 6 минут на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм - 12 минут на 10 метров;

для УЭЦН 5А при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм - 3 минуты на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм - 6 минут на 10 метров;

для УЭЦН с не истекшим сроком гарантийной эксплуатации интенсивность искривления не должна превышать 3 минуты на 10 метров.

Погружение насоса под динамический уровень определяется содержанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса: до 25% без газового сепаратора, 25-50% с газовым сепаратором.

Максимальное гидростатическое давление в зоне работы УЭЦН не должно превышать 20 МПа (200 кгс/см²).

Максимальная концентрация сероводорода для установок обычного исполнения не должна превышать 0,01 г/л, а для коррозионно-стойкого исполнения- 1,25 г/л.

Максимальная обводненность скважинной жидкости не должна превышать 99%.

Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата не должна превышать 90 °С и т.д.

Вывод УЭЦН на установившийся режим работы осуществляется для следующих категорий скважин:

вновь введённых или переведенных с другого способ эксплуатации или другой категории назначения;

законченных капитальным ремонтом;

часто ремонтируемых;

имеющих предыдущий неэффективный ремонт или аварию;

имеющих осложнённые условия эксплуатации (механические примеси, повышенное газосодержание, слабый приток и пр.).

Проверяется оснащенность скважины, комплект исправным обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, исправными манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве. Проверяется исправность замерной установки и пробоотборника, состояние запорных устройств фонтанной арматуры, задвижек в АГЗУ, на манифольде и секущих задвижках.

После производится запуск УЭЦН в работу. Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за указанное ниже время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН запрещается. Данные приведены в таблице 6.



Таблица 6. Время появления подачи УЭЦН на устье скважин после запуска

Тип УЭЦН	Минимально допустимая производит, м3/сут	Диаметр НКТ, дюйм	Время появления подачи на устье после запуска (минуты) при статическом уровне (м)
			100 м	200 м	300 м	400 м
Э-20	14	2,0	21	42	63	83
		2,5	31	62	93	124
Э-50	35	2,0	9	18	27	36
		2,5	13	26	39	52
Э-80	56	2,0	5	10	15	20
		2,5	8	16	24	32
Э-125	87	2,0	3,5	7	10,5	14
		2,5	5	10	15	20
Э-200	139	2,0	2	4	6	8
		2,5	3	6	9	12
Э-250	174	2,0	1,7	3,4	5,1	6,8
		2,5	2,5	5,0	7,5	10,0
Э-400	258	2,0	1Д	2,2	3,3	4,4
		2,5	1,7	3,4	5,1	6,8
Э-500	347	2,0	0,9	1,8	2,7	3,6

При ожидании вызова подачи УЭЦН 20, 30, 35, несмотря на то, что время ожидания подачи, указанное в таблице, не вышло, необходимо через 1 час работы остановить установку для охлаждения ПЭД не менее чем на 1 час.

Если за время, указанное в таблице 3.13, подача не появилась, то дальнейшие работы по запуску установки прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и ЦБПО ЭПУ для принятия решения по дальнейшим действиям и определению причин отсутствия подачи.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 МПа (40 кгс/см²) установка отключается. При герметичных НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если темп падения давления больше 10% за одну минуту, установка вновь включается при закрытой выкидной задвижке. При достижении буферного давления, соответствующего номинальному напору (с учётом статического уровня), но не более 8,0 МПа (80 кгс/см²), установка переводится на замер и в случае наличия подачи, соответствующей номинальной, подвеска считается герметичной. Если буферное давление не удаётся развить до 8,0 МПа (80 кгс/см²), то подвеска считается негерметичной.

Если подвеска УЭЦН герметична, установка запускается и производится вывод ее на установившийся режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки на АГЗУ и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

В случае отказа замерного устройства при выводе установки на режим производительность установки может быть определена по темпу снижения динамического уровня в скважине по формуле:

Где:

QЭЦН - производительность УЭЦН, м³/сут.;

SK- площадь кольцевого пространства между обсадной колонной и НКТ, м² (см. ниже таблицу 5.14);

- снижение динамического уровня за промежуток времени между двумя отбивками, м;

t- время откачки между двумя отбивками уровня, минуты;

1440 - число минут в одних сутках.



Таблица 7. Площадь кольцевого пространства скважины

Диаметр эксплуатационной колонны, дюймы	Площадь кольцевого пространства (м2) при диаметре НКТ, дюймы
	2”	2,5"	3"
5”	0,01	0,0087	0,00668
6"	0,0148	0,0135	0,01146

Когда уровень доходит до глубины, при которой погружение насоса под уровень составляет 500 м, динамический уровень отбивается каждые 5-15 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 200 м, установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы проводятся под руководством технолога ЦДНГ.

В процессе вывода установки на режим фиксируется динамический уровень, подача, буферное, линейное и затрубное давления, сопротивление изоляции УЭЦН, рабочий ток и напряжение. В процессе откачки жидкости глушения через 30-60 минут после запуска оператор производит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ. При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины производится регулирование подачи установки как в процессе вывода на режим, так и после него. Время непрерывной работы установки ЭЦН при недостаточном притоке (менее минимально допустимой для данного типоразмера насоса подачи) не должно превышать: 2 часа для ПЭД мощностью до 32 кВт, 1 час для ПЭД мощностью 45 кВт, 30 минут для ПЭД мощностью более 45 кВт. Перерывы в работе для охлаждения ПЭД должны быть не менее 1,5 часов.

Установка считается выведенной на установившийся режим, если ее производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень, а также буферное затрубное давления стабилизировались.



4. Экономическая часть

4.1 Методика оценки экономической эффективности от внедрения УЭЦН

Оценка экономической эффективности от внедрения УЭЦН на скважинах Федоровского месторождения проводится путем расчета потока денежной наличности и чистой текущей стоимости в соответствии с методикой. Прирост добычи нефти определяется по формуле:

Q=365 хКэкс xgxn (1)

где, Кэкс - коэффициент эксплуатации после внедрения

g - дополнительная добыча по каждой скважине (дебит)

n - количество скважин. Прирост выручки определяется по формуле:

В=Q x Ц 1 Т (2)

где, Ц 1T - цена одной тонны нефти.

Капитальные затраты определяются по формуле:

K=ЦHxN (3)

где, ЦН - цена насоса общая

N - количество насосов

Текущие затраты определяются по формуле:

ИТ=ИДОП. ДОБ. + ЗМЕР + ЗОБС (4)



где, ИДОП. ДОБ. - затраты на дополнительную добычу

ЗМЕР - затраты на мероприятия

ЗОБС - затраты на обслуживание

Для определения затрат на дополнительную добычу, подсчитываются условно-переменные затраты по формуле:

ИУП=С/с1Тх0,45 (5)

где, с/с1T - себестоимость одной тонны нефти Затраты на дополнительную добычу нефти определяются по формуле:

Идоп. доб.= С/с х 0,45 х Q (6)

Затраты на мероприятия определяются по формуле:

ЗМЕР=СУСТхN (7)

где, СУСТ - стоимость работы по установке насоса

Затраты на обслуживание насосов определяются по формуле:

ЗОБС=0,03 х N (8)

Амортизационные отчисления определяются по формуле:

Ам=Сн х Na / 100% (9)

где, Сн - стоимость насосов Na - норма амортизации равна 20% Прирост прибыли определяется по формуле:



Пр=В-К-И-Ам+Пр(мрп)+Пр(эл) (10)

где, Пр(мрп) - прибыль от увеличения межремонтного периода

Пр(эл) - прибыль от сокращения расходов на электроэнергию

Чистая прибыль получается при вычете налогов на имущество и прибыль.

Налог на имущество определяется по формуле:

Ним=Кх0,02 (11)

где, 0,02 - процент налога на имущество

Налог на прибыль определяется по формуле:

Нпр = (Пр-Ним) х 35% / 100% (12)

Поток денежной наличности определяется по формуле:

ПДН=В-К-И-Н+Ам (13)

Коэффициент дисконтирования определяется по формуле:

t=(l+EH)tp-t (14)

где, ЕН - нормативный коэффициент приведения нормы дисканта доходности на единицу капитала численно равный 0,1

tp - расчетный год

t - текущий год

Дисконтированный поток денежной наличности определяется по формуле:



ДПДН1=1хПДН (15)

Чистая текущая стоимость:

ЧТС = Д П Д Нп-1 (16)



5. Охрана окружающей среды и недр

Нефтяная промышленность остается потенциально опасным по загрязнению окружающей среды и ее отдельных объектов. Возможное воздействие ее на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный и животный мир, человека) обусловлено токсичностью углеводородов, их спутников, большим количеством химических веществ, применяемых в технологических процессах, наличием опасных производств.

В процессе добычи непрерывное загрязнение окружающей среды вызвано различного рода утечками в оборудовании.

Основными источниками вредных выбросов в окружающую среду являются: открытое фонтанирование, утечки и порывы нефтепроводов.

Для предотвращения загрязнения почв при эксплуатации объектов нефтепромыслов предусматривается:

полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти и газа;

автоматическое отключение скважин отсекателями при прорыве выкидной линии.

Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при разработке и эксплуатации месторождений. Сюда включают:

комплексное геологическое изучение строения недр, получение достоверных данных о количестве полезных ископаемых;

выбор, обоснование прогрессивных систем вскрытия, способов разработки, технологии добычи и т.д.;

объемы, виды и организация работ по рекультивации земель;

предотвращение открытых нефтяных фонтанов;

сохранение в чистоте водоносных горизонтов, предотвращение их истощения;

предотвращение загрязнения, заражения, опасной деформации, сейсмического воздействия на недра при эксплуатации и исследовании скважин.



Выводы и рекомендации

Учитывая основные причины аварий и отказов УЭЦН - не герметичность и обрыв резьб НКТ, засорение, недостаточное качество УЭЦН, можно сделать следующие выводы.

Значительным резервом продления срока службы УЭЦН является повышение надежности насосно-компрессорных труб (особенно резьбовых соединений). Такими мероприятиями являются - учет наработки комплектов НКТ, своевременная ревизия и ремонт, соблюдение технологии свинчивания, а также обновление парка НКТ.

Другим резервом увеличения наработки УЭЦН является повышение качества ремонтов насосов в условиях СЦБПО ЭПУ. Хотя следует учитывать, что сборка насосов из повторно используемых рабочих органов не может обеспечить такого качества изделий, как из новых деталей на заводах изготовителях.

В связи с проведенным анализом аварий и отказов, связанных с УЭЦН предлагаю следующие мероприятия:

Для уменьшения количества аварий по концевым деталям (по их шейкам и резьбе) предлагаю, для усиления галтели использовать конфигурацию шеек в виде звезды и шестигранника. Это позволит не допустить роста аварий по этому узлу.

Для снижения количества аварий, связанных с расчленением фланцевых соединений модуль секций УЭЦН, необходимо применение ресурсного крепежа (болтов, шпилек, гаек) из материала 16 ХСН, 30 ХГСА и др.

Для уменьшения отказов, происходящих по причине засорения ЭЦН, нужно усилить контроль за соблюдением технологического регламента при подборе УЭЦН для скважины и т.д., а также применением различных модификаций шламоуловителей.

Для снижения количества полетов предлагаю следующие противополетные мероприятия:

Установку страховочных муфт при монтаже на ЭЦН 5 габарита.

Установку промежуточных подшипников с износостойкой парой трения.

* Использование насосов с рабочими органами двух опорной конструкции и износостойкого исполнения.

* Внедрение модернизированных станций управления. Для повышения эксплуатационной надежности насосов необходимы следующие технические мероприятия:

* Двухопорная конструкция ступеней насосов серии 5 (ОАО «Борец», «Лемаз», «Новомет», «Алнас»). Преимущество насосов с рабочими ступенями двухопорной конструкции заключается в следующем (напримере насосов АО «Алнас»):

Рабочие ступени изготавливают из чугуна типа «нирезист» - никелевый чугун. Никелевые чугуны обладают коррозионной стойкостью, износостойкостью, антимагнитными и антифрикционными свойствами, предназначены для работы в условиях абразивного износа.

Двухопорная конструкция рабочих ступеней позволяет существенно уменьшить вибрацию, улучшить защиту вала от агрессивной среды.

Направляющий аппарат имеет две опоры - по бурту (как обычно) и по удлиненной ступице, что позволяет уменьшить износ шайб.

Рабочее колесо имеет удлиненную ступицу в двух направлениях от ведущего диска, которая заменяет собой втулку защитную вала, что полностью исключает срез шпонки.

Данная конструкция ступеней представляет собой подшипник скольжения - ступица колеса работает одновременно в двух аппаратах. Это является неоспоримым преимуществом перед насосами обычной конструкции.

Осевые опоры колеса выполняются из текстолита и работают по бурту и ступице аппарата. Заводские исследования показали, что применение текстолита универсально и надежно.

В насосные секции устанавливается осевая опора вала - узел пяты с использованием шайб из керамического антифрикционного материала на основе карбида кремния, который обладает высокой прочностью, износостойкостью и ресурсом работы значительно превышающим ресурс установки, что позволяет многократно использовать узел при ремонте насоса.

Вал и шпонка изготавливаются из нержавеющей стали.

* Рабочие колеса из материала УПА ТСТВГ (углепластик). Преимущество насосов с углепластиковыми рабочими колесами заключается в следующем:

1. Рабочие ступени изготавливают из термостабилизированного композита угленаполненного полиамида с улучшенными свойствами по тепловодостойкости и гидролизу (иначе называют углепластиком). Углепластик обладает коррозионной стойкостью, антимагнитными и антифрикционными свойствами, предназначены для работы в условиях большой коррозионной активности.

2. Облегченная конструкция рабочих ступеней позволяет существенно уменьшить вес и вибрацию. Практически исключается срыв шпонки вала при тяжелом пуске. К недостаткам можно отнести невозможность применения в скважинах с повышенным выносом ТВВ. Рабочие колеса не выдерживают абразивного износа.

Для снижения вибрации при работе установки и, как следствие, снижения вероятности аварий, применение односекционных УЭЦН является одним из рекомендуемых направлений.



Список использованной литературы

1. Годовой отчет НГДУ "Фёдоровскнефть", 2002.

2. «Справочная книга по добыче нефти». Справочное издание. - Сургут: Рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО "Сургутнефтегаз"; 2002. - 364 с. - 60 ил.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов.-2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998.- 365 с: ил.

4. Отчет о научно-исследовательской работе. Проект пробной эксплуатации Фёдоровского месторождения (внеплановый). СибНИИНП, 1985.

5. Отчет о научно-исследовательской работе. Технологическая схема разработки Фёдоровского месторождения. Тюменский филиал СургутНИПИнефть, 1995.

6. Щуров В.В. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М., Недра, 1983, 510 с.

7. Технологический регламент на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз", 2002 г.

8. Алексеев Г.А., Чириков Л.И.: методические указания к курсовому проектированию по технологии и технике добычи нефти для студентов очного и заочного обучения по специальности 0907 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

9. Временный перечень опасных основных и вредных факторов производственной среды, показателей тяжести и напряженности трудового процесса по ОАО "Сургутнефтегаз", 2001 г.

Размещено на Allbest.ru

...