Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 08.12.2015
Размер файла 663,7 K

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.

Размещено на http://allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

месторождение нефть скважина добыча

Условия эксплуатации УЭЦН на Хохряковском месторождении.

В современных условиях работа УЭЦН зачастую осложняется многими факторами:

– искривление скважин;

– высокая обводненность;

– химическая активность пластовой жидкости;

– высокое содержание механических примесей;

– высокая температура;

– давление и газовый фактор.

Для нормальной и более надежной работы насосного оборудования, необходима постоянная работа с фондом скважин, правильный подбор оборудования, постоянное согласование режимов работы оборудования и пласта или залежи. Нужно стремиться к безаварийной работе оборудования, особенно чтобы не было «полетов» подземного оборудования, к увеличению межремонтного периода работы оборудования и скважины и наработки его на отказ.

В условиях Хохряковского месторождения из вышеперечисленных видов осложнений при работе скважин, оборудованных УЭЦН, встречаются в первую очередь солеотложения и мехпримеси.

Для оптимизации работы УЭЦН в условиях солеотложений и выноса мехпримесей из пласта применяется ряд технических и технологических решений, о которых будет сказано в соответствующих разделах курсового проекта.

Нормальная эксплуатация оборудования, находящегося в скважине и на его поверхности, нереальна без использования систем управления, контроля и диагностики. Комплексное применение этих систем позволяет не только оптимизировать работу системы «Пласт -- скважина -- насосная установка», но и предотвратить большинство отказов и аварий со скважинным оборудованием.

В процессе эксплуатации контроль за работой погружного агрегата ведется по напряжению, потребляемому току, сопротивлению изоляции, дебиту, динамическому уровню, пластовому и забойному давлению на устье скважины. Поэтому немаловажное значение имеют и применяемые системы контроля работы УЭЦН в условиях Хохряковского месторождения.

В настоящее время в ОАО «ННП» основным способом эксплуатации является добыча нефти с помощью УЭЦН. Именно поэтому много внимания уделяется как повышению качества и надёжности работы УЭЦН, так и повышению качества эксплуатации добывающих скважин.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Орогидрография района

В административном отношении Хохряковское месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 163 км к востоку от г. Нижневартовска.

Территория Хохряковского месторождения представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную равнину, находящуюся на водоразделе рек с запада Колик-Еган, востока - Сабун, впадающих в реку Вах, и с юга - р.Вах, впадающую в реку Обь.

Площадь месторождения пересекают реки Ай-Колик-Еган (в центральной части площади с востока на запад) и Энтел-Ол-Еган (северная часть месторождения). Долины рек имеют трапециедальную форму по всей длине со слабопересеченными пологими склонами. Русло реки извилистое, с рукавами. Ширина рек 4-12 м, глубина от 0,6 до 1,6 м. Скорость течения рек составляет 0,2-0,3 м/сек при низких водах, достигая 0,6-0,8 м/сек во время весеннего половодья.

Изменение уровня воды во время весеннего половодья доходит до 60 см. С ноября до середины мая реки покрыты льдом.

Район характеризуется большим количеством озер. К более крупным, площадью более 2 км2 следует отнести озера Энтл-Льярм-Эмтор, Льярик-Эмтор и Пам-Кглах-Лор-Эмтор. Кроме них, на территории месторождения разбросано множество более мелких и заболоченных озер. Площадь покрыта таежным лесом, высота деревьев достигает 20 м, толщина до 40 см Растительный мир представлен смешанным лесом (есть, береза, сосна, кедр). В долинах рек развиты луговая растительность и кустарники.

Климат района резко континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная, с сильными ветрами и метелями, весенними возвратами холодов, поздними весенними и ранними, осенними заморозками. Лето сравнительно короткое, но довольно теплое с непродолжительным безморозным периодом. Самый холодный месяц в году январь (-22 °С), самый теплый - июль (+16 °С). Абсолютный минимум температуры воздуха достигает - 50 °С, абсолютный максимум +34 °С. Относительная влажность воздуха изменяется от 59 до 78%.

За год здесь выпадает до 676мм осадков, основное количество которых приходился на теплое время года с апреля по октябрь. Наибольшее количество осадков наблюдается в августе - 88мм, наименьшее в феврале - 28мм.

Снежный покров в районе появляется в начале октября. Средняя высота снежного покрова составляет 76см, а на открытых местах - 47см. Грунт промерзает на глубину до -1м. Скорость ветра в зимний период доходит до 14 - 17м/с, направление юго-восточное и юго-западное.

1.2 Тектоника и стратиграфия месторождения

Стратиграфия

В геологическом строении Хохряковского месторождения принимают участие отложения палеозойского складчатого фундамента , промежуточного комплекса и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

Стратиграфическое расчленение произведено в соответствии с унифицированной корреляционной схемой, утвержденной МСК СССР 30.01.78 г.

Домезозойские образования. На площади работ породы фундамента вскрыты скважиной № 7, представлены темными кайнотипными вулканическими базальтами, плотными, подверженными метаморфизму. Вскрытая толщина составляет 2860 м. Возраст датируется предположительно: туринская серия триасовой системы или нижний карбон.

Мезо-кайнозойские отложения. На размытой поверхности доюрских образований залегает мощная толща осадочных пород мезо-кайнозоя. Полный разрез осадочного чехла вскрыт скважиной № 7, где его толщина достигает 2753 м.Мезо-кайнозойские отложения представлены юрской, меловой, палеогеновой, четвертичными системами.

Юрская система. Отложения системы развиты повсеместно и представлены тремя отделами. Осадки нижнего и среднего из них слагают континентальную толщу тюменской свиты, которая сложена чередованием аргиллитов темно-серых, плотных, слюдистых и песчаников мелкозернистых, плотных, преобладающих в верхней части свиты, где выделяется пласт Ю2. Для отложений свиты характерно обильное содержание обугленного растительного детрита, углистость и пиритизация органики. Толщина тюменской свиты 420 м.

В составе верхней юры выделяется васюганская (наунакская), георгиевская и баженовская свиты, представленные преимущественно породами морского и прибрежно-морского генезиса.

Васюганская (наунакская) свита (келловей-оксфорд) сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В верхней части преобладают песчаники серые и светло-серые, глинистые, прослоями известковистые, нефтенасыщенные. Алевролиты серые, реже известковистые. В верхней части разреза в основном преобладают аргиллиты темно-серые и серые, плотные, часто алевролитовые. С песчаниками васюганской свиты связана промышленная нефтеносность описываемого месторождения (регионально нефтеносный горизонт Ю1 - пласты Ю11 и Ю12). Толщина 55-70 м. Георгиевская свита (кимеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, зеленоватыми с глауконитом, известковистыми. Толщина от 1 до 7 м.

Баженовская свита (волжский ярус) завершает разрез верхне-юрских отложений аргиллитами темно-серыми, почти черными, битуминозными, плитчатыми, с включениями конкреций сидерита, пиритизированных обломками фауны и растительных остатков. Толщина свиты составляет 30р -40 м.

Меловая система. Отложения этой системы развиты повсеместно и представлены осадками всех ярусов обоих отделов.

Нижний отдел включает осадочные образования мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас + валанжин) сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, прослоями известковистыми, в основном слабобитуминозными. В глинистой почве выделяется ачимовская толща песчаников. Толщина песчаной толщи достигает 300 м.

Вартовская свита (готеривский и барремский ярусы) представляют собой частое чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов морского и прибрежно-морского генезиса.

На Сургутском и Нижневартовском сводах песчаники вартовской свиты содержат промышленно нефтеносные пласты (группы АВ и БА), разделенные прослоями аргиллитов. В пределах Хохряковского месторождения эти пласты водоносные и нет их четкого разделения, т.к. опесчаниваются прослои аргиллитов, залегающих между ними. Толщина осадков 380-420 м.

Атлымская свита (нижний апт) сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, слюдистыми, прослоями слабобитуминозными. В нижней части свиты алевролиты переходят в песчаники (пласт АВ1). В пределах описываемого месторождения алымская свита выделяется условно, по положению в разрезе. Толщина составляет около 50 м.

Нижняя часть покурской свиты (верхний апт+альб) представлена переслаиванием песчано-глинистых разностей, причем более плотные из них приурочены в основном к низам свиты (аптский ярус), где выделяется регионально прослеживаемая кошайская пачка глин. Толщина нижней части около 550-600 м. Верхний отдел меловой системы включает в себя отложения верхней части покурской свиты, а также кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Верхняя часть покурской свиты (сеноман) по литологическому составу близка к нижележащим апт-альбским отложениям, но отличительной чертой является почти полное отсутствие аргиллитов и плотных песчаников и алевролитов, кроме того, характерно присутствие обломков янтаря.

На примыкающей к описываемому месторождению Охтеурьевской площади (северное месторождение) из песчаников верхней части покурской свиты получены промышленные притоки газа. Толщина сеномана около 250м. Общая толщина покурской свиты достигает 850-900м.

Палеогеновая система. На отложениях меловой системы согласно залегает мощная толща морских и континентальных осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.

Палеоцен соответствует талицкой свите, сложенной морскими глинами темно-серыми, почти черными, алевритистыми, местами опоковидными, песками и алевролитами, слабосцементированными, кварцевоглауконито-выми. Толщина отложений свиты 75-100 м.

Четвертичная система. На размытой поверхности континентального палеогена залегают породы четвертичной системы, сложенные аллювиально-озерными, пойменными осадками и образованьями надпойменных террас

Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие породы, слагающие, как установлено ранее, три структурно-тектонических этажа (СТЭ).

Нижний, палеозойско-допалеозойского возраста, сложен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными метаморфизованными породами. Эти образования составляют складчатый фундамент и отвечают геосинклинальному этапу развития Западно-Сибирской плиты.

Промежуточный этаж пермско-триасового времени представлен породами парагеосинклинального генезиса, отличающийся меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. И верхний, мезозойско-кайнозойский комплекс, типично платформенный, сложен мощной толщей осадочных образований, сформированных в условиях длительного и устойчивого прогибания фундамента Западно-Сибирской плиты. Этот комплекс отложений изучен, в том числе и глубоким бурением, наиболее полно, слагающие его породы образуют собственно осадочный чехол плиты и с ним связаны основные выявленные промышленные скопления углеводородов.

На тектонической схеме мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты изучаемый район входит в состав Александровского мегавала - структуры 1 порядка. В структурном плане мегавал линейно вытянут в субмеридиональном простирании, имеет размеры 20-80 Х 300 км и ограничен с запада, северо-запада - Колтогорским и Верхне-Аганским мегапрогибами, а с востока, юго-востока, Восточно-Александровским мегапрогибом и Усть-Тымской впадиной - отрицательными структурными элементами 1 порядка.

В тектоническом отношении Александровский мегавал контролирует ряд месторождений одноименного нефтегазоносного района и характеризуется довольно сложным геологическим строением, так как он сложен наличием ряда валообразных и куполовидных поднятий - структур 2 порядка (Колик-Еганский, Санторской, Пермяковский, Охтеурский и др.). Они, как правило, также имеют вытянутую форму меридионального простирания с юго-востока на северо-запад. Размеры их колеблются от 12х36 км до 13-22х115 км.

Структуры 2 порядка, в свою очередь, также осложняются многочисленными более мелкими локальными поднятиями, но уже третьего порядка. Размеры и форма их весьма разнообразны: от 2х7 км до 5х23 км. С наличием последних и связаны практически все выявленные промышленные скопления нефти в пределах Александровского нефтегазоносного района. В центральной и южной частях Александровского мегавала в пределах его Охтеурского куполовидного поднятия и Криволуцкого вала на Вахском и Чебачьем локальных поднятиях открыты одноименные месторождения нефти в отложениях верхней юры.

В северной части мегавала, на Колик-Еганском валу, в границах Синторского локального поднятия также в юрских отложениях выявлено Хохряковское месторождение нефти. И, наконец, в юго-восточной части Александровского мегавала, на южном продолжении Колик-Еганского вала, на так называемой Лабазной группе локальных поднятий в отложениях васюганской свиты верхней юры было установлено наличие промышленных скоплений нефти на изучаемом Пермяковском месторождении. В дальнейшем по данным глубокого бурения и сейсмики было высказано предположение, что Лабазная группа поднятий, очевидно, тяготеет к юго-восточному продолжению Колик-Еганского вала, так как четкого прогиба между Сикторской и Лабазной группами локальных поднятий не зафиксировано.

1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов

1. Отложения горизонта ЮВ1 формировались в условиях флювиальной дельтовой равнины и характеризуются сильной лито-фациальной изменчивостью. Для пласта характерна глинизация пород. Из-за ограниченности кернового материала судить об условиях формирования и характере распространения пласта ЮВ2 крайне сложно.

2. Коллекторами пласта ЮВ2 являются мелкозернистые, плохоотсортированные песчаники, с невысокими значениями глинистости и карбонатности, которые характеризуются низкими фильтрационно-емкостными параметрами. Среднее значение пористости составляет 15,1%, проницаемости - 2,1х10-3мкм2, водоудерживающей способности - 55,5%.

3. Наиболее неоднородными по своим гранулометрическим характеристикам являются отложения пласта . Коллекторами являются крупнозернистые алевролиты и мелко-, мелко-среднезернистые и среднезернистые песчаники. Алевролиты имеют подчиненное значение. Наибольшим распространением пользуются мелко-, мелко-среднезернистые песчаники среднеотсортированные с невысокой глинистостью и карбонатностью. Среднезернистые песчаники встречаются, в основном, в средней части пласта, имеют малую толщину и развиты в разрезе многих скважин в пределах нефтяной части залежи. При визуальном изучении керна в них удалось установить наличие зон ослабленной цементации, а при детальном микроскопическом описании в таких песчаниках наблюдались крупные поры, не заполненные или частично заполненные каолинитом, иногда сообщающиеся между собой. Такие песчаники характеризуются относительно высокими значениями коллекторских свойств (КПР до 101.10-3мкм2).

4. Продуктивная часть пласта сложена крупнозернистыми алевролитами, среднеотсортированными, с высоким содержанием пелитовой фракции до 19,6%, со средними значениями: пористости - 17,3%, проницаемости - 4,5.10-3мкм2, водоудерживающей способности - 49,5%.

5. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов характеризуются следующими значениями: пористость от 10,9 до 24,3%. По проницаемости пласт сложен коллекторами III, IV, V, VI классов, с преобладанием IV и V класса. Наличие коллекторов VI и III классов свидетельствует о значительной невыдержанности эффективных прослоев. Проницаемость изменяется в пределах от 0,2.10-3мкм2 до 101.10-3мкм2.

6. Установлена зависимость проницаемости с гранулометрической характеристикой пород-коллекторов, в частности, с содержанием песчано-алевритовой фракции. С ее увеличением возрастает значение коэффициента проницаемости.

При проведении рентгеноструктурного анализа была установлена прямая связь между содержанием каолинита в цементе и проницаемостью. Содержание набухающих монтмориллонитовых пакетов в составе смешано-слойных глинистых минералов не более 30%, то есть набухаемость в породе не выше 0,2%. Это свидетельствует о том, что в процессе разработки их влияние на изменение фильтрационно-емкостных характеристик пласта будет минимальным.

7. В пластах и коллекторские свойства ухудшаются от нефтяной части пласта к водной.

1.4 Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях

Характеристика пластовых газонасыщенных нефтей Хохряковского месторождения изучена на образцах глубинных проб из скважин пласта (скважины №5, 6, 7, 9, 11, 12, 16) и пласта ЮВ2 (скважины № 56р, 295).

Средние значения физических свойств пластовых нефтей в условиях пласта и при различных способах разгазирования представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Свойства нефти Хохряковского месторождения

Наименование

Пласт

Кол-во

исследований

Диапазон изменения

Среднее значение

скв.

проб

Давление насыщения газом, МПа

2

3

7.0 - 10.4

9.1

Газосодержание при однократном разгазировании, G, м3

2

3

136.2 - 151.7

137

Газосодержание при дифференциальном разгазировании, G, м3

2

3

125.1 - 154.1

139.0

Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

2

3

1.358 - 1.561

1.443

Плотность сепариров.нефти, с сн, кг/м3

2

3

0.843 - 0.851

0.843

Плотность пластовой нефти, сн, кг/м3

2

3

0.677 - 0.721

0.703

Вязкость пластовой нефти, µпл, Па·с

2

3

0.84 - 1.0

0.826

Как следует из данных таблицы 1.1, нефти юрских отложений находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (830С). Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластовой и по разрезу изменяется в диапазоне от 7,3 до 12,5 МПа, причем степень недонасыщенности заметно выше у нефтей пласта ЮВ2.

Газосодержание нефтей соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет 109 м3/т и 75 м3/т соответственно для пластов ЮВ1 и ЮВ2. В условиях пласта и на поверхности нефти легкие и маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,9-1,0 мПа.с.

Значение газового фактора, плотности выделившегося газа и разгазированной нефти при дифференциальном (ступенчатом) способе разгазирования приведены по отдельным скважинам и по залежам в целом в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Компонентный состав нефтяного газа пласта ЮВ1 при дифференциальном разгазировании

Параметры

Содержание в % без воздуха

Скважина, №

1

4

Пласт

ЮВ11

ЮВ1

Интервал отбора, м

2363 - 2385

2376 - 2406;

2408 - 2418

Сероводород

-

-

Углекислый газ

1.026

1.196

Азот

-

1.381

Метан

70.405

69.733

Этан

9.720

11.190

Пропан

12.043

12.651

Изобутан

1.287

1.085

Изопентан

0.495

0.265

Изогексан

0.087

-

Плотность газа, сг, кг/м3

0.832

0.816

В составе пластовых нефтей молярная концентрация метана составляет 21-27%, концентрация его гомологов группы С2Н6 - С5Н12 колеблется около 25%. Нефтяной газ метанового типа, относительно жирный. В зависимости от способа разгазирования пластовой смеси средняя молярная концентрация метана в газе меняется от 52 до 74%.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Краткий анализ разработки Хохряковского месторождения

Хохряковское нефтяное месторождение открыто в 1972 году, введено в разработку в 1985 году на основании «Технологической схемы разработки», составленной СибНИИНП и утвержденной 18.05.1978 года протоколом ЦКР МНП № 621. Промышленная нефтеносность связана с юрскими горизонтами ЮВ1 и ЮВ2, разрабатываемыми совместно как единый эксплуатационный объект. В основу проектных решений были положены сведения о бурении 15 разведочных скважин, 12 из которых располагались в пределах контура нефтеносности.

Первоначальные запасы утверждены в ГКЗ СССР в 1976 году (протокол № 7697 от 29.09.1976 г.) и составляли:

· балансовые по категориям - С1 - 151,8 млн.т, С2 - 5.7 млн.т;

· извлекаемые по категориям - С1 - 48,6 млн.т, С2 1,8 млн.т.

Проектный коэффициент нефтеотдачи - 0,32.

Основные проектные решения утвержденного «Технологической схемой» варианта разработки следующие:

1. выделение одного эксплуатационного объекта разработки - горизонта ЮВ1;

2. общий проектный фонд скважин - 472 скважины, в том числе 269 добывающих, 123 нагнетательных и 80 резервных;

3. размещение скважин по сетке 600х600м с площадным заводнением;

4. проектный уровень добычи нефти 1,7 млн.т/год;

5. максимальная добыча жидкости 2,2 млн.т/год;

6. максимальный объем закачки воды 3,4 млн. м3/год;

7. давление на устье нагнетательных скважин - 14 МПа;

8. давление на забое добывающих скважин - 15 МПа;

9. диаметр эксплуатационных колонн - 146мм.

В 1986 году по предложению СибНИИНП, решением ЦКР МНП № 1187 от18.02.1986 года, утверждено изменение площадной системы заводнения на трехрядную. Основной проектный фонд остался без изменения: 392 скважины, в том числе 295 добывающих и 97 нагнетательных скважин.

При проведении буровых работ в том же году был выделен и оконтурен горизонт ЮВ2. Протоколами ЦКГР п/о «Нижневартовскнефтегаз» (НВНГ) №№ 62 и 106 от 09.10.86 г. и 06.08.87 г., соответственно, принято решении о бурении дополнительных 11 скважин на этот пласт.

С целью сокращения объемов попутно добываемой воды и улучшения характеристик вытеснения СибНИИНП в 1988 году предложено пробурить на горизонт ЮВ1 дополнительно 88 скважин в зонах стягивающих рядов (протокол ЦКГР п/о НВНГ № 140 от 15.02.88 г.).

В 1990 году на основании результатов геолого-промыслового анализа работы скважин и детальных технико-экономических расчетов СибНИИНП составлена «Дополнительная записка к технологической схеме разработки». В результате обоснования экономической целесообразности оптимизации плотности сетки скважин было рекомендовано бурение дополнительно 171 скважины, в том числе 88 утвержденных в 1988 г (протокол № 276 от 24.05.91г.).

В процессе эксплуатации Хохряковского месторождения появились новые данные о фильтрационно-емкостных свойствах и распространении продуктивных горизонтов и пластов. Отмечается расширение контура нефтеносности горизонта ЮВ1 в восточной части месторождения. На Центральном и Северном поднятии выявлена новая залежь горизонта ЮВ2. В связи с этим в 1991 году был выполнен оперативный подсчет запасов по данным бурения 432 эксплуатационных и 22 разведочных скважин, по результам которого балансовые запасы в целом по месторождению по категории В + С1 увеличились на 27 702 тыс.т (на 17.9 %), по категории С2 уменьшились на 56641 тыс.т и составили 103 тыс.т. Запасы по горизонту ЮВ2 определены по категории В + С1 в объеме 17195 тыс.т.

На основании пересчета запасов нефти и по результатам эксплуатации приконтурных скважин СибНИИНП принято решение об отмене бурения 10 и размещение 55 дополнительных скважин. В 1992 году в связи с ужесточением работ скважин в природоохранных зонах на Хохряковском месторождении было принято решение об отмене бурения 5 скважин (протокол НГДУ «Нижневартовскнефть» от 05.11.92 г).

В связи с неоднократным уточнением проектных решений и появлением дополнительной информации о геологическом строении продуктивных пластов специалистами СибНИИНП в 1994 - 95 г.г. подготовлено «Дополнение к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения». Основные проектные решения (протокол ЦКР №1877 от 20.09.1995г.) принятого 2а варианта разработки (коэффициент нефтеизвлечения достигает 0.32) изложены ниже:

1. общий проектный фонд скважин составляет 692 ед., в том числе 469 добывающих и 223 нагнетательных скважины;

2. бурение новых скважин: 71 добывающая, 39 нагнетательных скважин основного и 121 скважина резервного фонда;

3. предусмотрена интенсификация системы заводнения путем организации блочно-замкнутых элементов разработки;

4. проведение ГТМ по интенсификации добычи нефти из пробуренного фонда, включая кислотные обработки и дострел нефтенасыщенных толщин горизонта ЮВ2 в 84 добывающих и 59 нагнетательных скважинах;

5. средняя плотность сетки скважин - 20,3 га/скв;

6. проведение работ по гидроразрыву пласта (ГРП) на 94 скважинах;

7. организация пробной эксплуатации горизонта ЮВ2 - на 35 добывающих скважинах основного, 20 скважинах резервного фонда и на 33 нагнетательных скважинах;

8. проектный уровень добычи нефти - 1,97 млн.т/год;

9. максимальный объем закачки воды 4,8 млн. м3/год;

10. максимальная добыча жидкости 2,86 млн.т/год;

В связи с уточнением геологического строения горизонта ЮВ2, по согласованию с авторами проекта, были внесены изменения в схему размещения проектных скважин на этот объект. Отменено бурение 17 проектных скважин и предложено бурение 2 добывающих скважин резервного фонда в качестве уплотняющих на горизонт ЮВ1. Согласовано размещение 16 дополнительных скважин резервного фонда в районе скважины № 71Р на пласт ЮВ1 (13 добывающих и 3 нагнетательные скважины).

В 2003 году ОАО «СибНИИНП» произведен пересчет запасов месторождения. По состоянию разведанности и за вычетом добычи на 1.01.2004 г. геологические запасы нефти Хохряковского месторождения оцениваются в количестве 248 980 тыс.т. по категории В+С1.

В настоящее время на Хохряковском месторождении реализована пятирядная система разработки. Особенность ее в том, что расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин в два раза больше, чем расстояние между внутренними рядами добывающих скважин. Преимуществом такой системы разработки является то, что наряду с увеличением коэффициента охвата, уплотнение зоны стягивания в процессе разработки приводит к снижению водонефтяного фактора, улучшаются характеристики вытеснения.

При необходимости изменения системы заводнения на месторождении, ее развитие может заключаться в формировании блочно-замкнутой, что и предусмотрено решениями последнего проектного документа - "Дополнением к технологической схеме разработки " (протокол ЦКР №1877 от 20.09.1995 г.).

Добыча жидкости в 2006г. достигла 5526,1 тыс. тонн, добыча нефти составила 3500,6 тыс. тонн. По проекту предусматривалось к этому времени добыть всего 1210 тыс. тонн. Закачка воды в 2006году составила 8122,1 тыс. м3, что почти вдвое больше проектного значения.

На 01.01.07г. накопленная добыча нефти на Хохряковском месторождении составила 33 667 тыс. т., при проектном значении 25 814 тыс. т. Накопленная добыча жидкости составила 41 234 тыс. т., при проектном значении 35 500 тыс.т.

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов в 2006 году составил 3%. Коэффициент нефтеизвлечения и отбор от начальных извлекаемых запасов в 2006 году составили 12,1% и 36,5% соответственно.

2.2 Характеристика добывающего фонда скважин и показателей его эксплуатации в ОАО «ННП»

По состоянию на 01.01.2009 года на Хохряковском месторождении насчитывалось 548 добывающих скважин (табл.2.1). При этом эксплуатационных нефтяных скважин - 499 (91,0%), действующих - 374 (68,2%). По сравнению с прошлым годом добывающий фонд по месторождению уменьшился на 20 скважин, а действующий увеличился на 3 скважины.

В 2009 году по разным причинам в неработающий фонд выбыло 29 скважин. Под закачку из действующего нефтяного фонда в течение 2009 года переведено 17 скважин. Суммарные суточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили 193,7 тонн по нефти и 996,3 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 6,7 т/сут и 80,6% соответственно.

Таблица 2.1 - Динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин Хохряковского месторождения

Наименование

Состояние

на 1.01.08г.

на 1.01.09г.

Добывающие

Всего

568

548

Действующий

371

374

В бездействии

136

125

В освоении

1

0

Эксплуатационный

508

499

В консервации

43

28

В пьезометре

13

10

В ожидании ликвидации

2

3

Ликвидированные

2

3

Нагнетательные

Всего

200

229

Действующий

155

183

В бездействии

27

33

В освоении

10

5

Эксплуатационный

192

221

В консервации

4

4

Всего

200

229

Суммарные суточные потери по действующим нефтяным скважинам, перешедшим в фонд ППД, составили 78,8 тонн по нефти и 368,8 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 4,6 т/сут и 78,6% соответственно.
В 2009 году в ходе проведения геолого-технологических мероприятий из неработающего (по состоянию на 01.01.09 г.) нефтяного фонда запущено в работу 46 скважин. На 01.01.09г. средний дебит нефти по этой группе скважин составил 9,1 т/сут, жидкости 30,0 т/сут и обводненность 69,5%. Суммарная суточная добыча составила 420,4 тонн нефти и 1379,7 тонн жидкости. Кроме того, из нефтяного неработающего фонда 10 скважин переведены в ППД и запущены под закачку со средней приемистостью 200 м3/сут. Таким образом, по состоянию на 01.01.2009 года в действующем добывающем фонде находится 374 скважины.
Анализ распределения действующего фонда скважин по Хохряковскому месторождению показал следующие результаты: с дебитами жидкости до 20 т/сут работает 69 скважин (18,4 % действующего фонда), из них 29 скважин имеют обводненность менее 30% (по этим скважинам возможно проведение мероприятия по интенсификации притока).
Из распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти (рис. 2.1) видно, что 12,2% действующего фонда (60 скважин) являются малодебитными (дебит нефти < 5 т/сут), 30,4% (114 скважины) работает с дебитом нефти от 5 до 20 т/сут и 53,4% (200 скважин) имеют дебит более 20 т/сут.

Рисунок 2.1- Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по дебитам нефти за 2007 -2009 годы.

В интервале дебитов жидкости от 20 до 50 т/сут работают 142 скважины (37,9 %), основная часть которых 75 скважин (52,8 %) имеют обводненность ниже 30 % и только 17 скважин (11,9 %) имеют обводненность выше 80 %.

В интервале дебитов жидкости от 50 до 80 т/сут работают 112 скважин (29,9 %), часть из которых 44 скважин (39,2 %) имеют обводненность ниже 30 % и 19 скважин (16,9 %) имеют обводненность выше 80 %.

С дебитом жидкости более 80 т/сут работают 51 скважина (13,6 %), из них 23 скважины (45,0 %) работают с обводненностью ниже 30%, и только 9 скважин имеют обводненность выше 80 %.

Распределение действующего фонда скважин месторождения по обводненности (рис. 2.2) показало, что 45,7% действующего фонда (171 скважин) работают с долей воды в продукции менее 30%, 145 скважин (38,7%) относятся к группе скважин с обводненностью от 30 до 80 % и 58 скважин (15,6%) обводнены более чем на 80 %.

Рисунок 2.2 - Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по обводненности за 2007-2009 годы

Таким образом, из распределения действующего нефтяного фонда по основным показателям работы можно сделать следующие выводы:

- по месторождению за период с января 2008 по январь 2009 года наблюдается незначительный рост действующего фонда скважин;

- наблюдается рост обводненного фонда на фоне снижения высокодебитного фонда скважин.

2.3 Технология добычи нефти установками погружных электроцентробежных насосов

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси.

Установка электроцентробежного насоса (рис.2.3) состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного оборудования.

В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют следующее исполнение: обычное (УЭЦНМ) и повышенной корозионно-износостойкости (УЭЦНМК, УЭЦНМИ).

Рисунок 2.3 - Схема установки погружного центробежного электронасоса:

1 - эксплутационная колонна; 2 - компенсатор; 3 - электродвигатель; 4 - протектор; 5 - центробежный электронасос; 6 - обратный и спускной клапаны; 7 - НКТ; 8 - электрический кабель; 9 - крепежный пояс; 10 - обратный перепускной клапан; 11 - оборудование устья; 12 - станция управления; 13 - трансформатор.

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 г/л, происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного размера (диаметра) погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп - 5, 5А, 6.

Насосы также подразделяют на три условные группы - 5, 5А, 6. Диаметры корпусов группы 5 - 92 мм, группы 5А - 103 мм, группы 6 - 114 мм.

Насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса (ЭЦН), 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.

Над насосом через 2 НКТ устанавливается обратный клапан, выше него на одну трубу - сливной (сбивной). На глубине 1000-1200м в НКТ устанавливается ловитель скребка.

Электроцентробежный насос (ЭЦН) откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Насосы выполняются одно-, двух-, трех- и четырехсекционные (рис.2.4,а).

Рисунок 2.4 - Погружное оборудование: а) ЭЦН; б) газосепаратор

а) 1-модуль-головка; 2- модуль-секция; модуль входной; б) 1-головка; 2- втулка радиального подшипника; 3-вал; 4- сепаратор; 5-направляющие аппараты; 6-рабочее колесо; 7- корпус; 8-шнек; 9-основание.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения из модифицированного чугуна типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиамида.

Рисунок 2.5 - Погружной электродвигатель

1-крышка; 2-головка; 3-пята; 4-подпятник; 5-пробка; 6-обмотка статора; 7 втулка; 8-ротор; 9-стотор; 10-магнит; 11-фильтр; 12-колонка; 13-кабель с наконечником; 14-кольцо; 15-кольцо уплотнительное; 16-корпус; 17,18-пробка.

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 двухопорной конструкции и др.

Погружные электродвигатели (ПЭД) маслозаполненные трехфазные асинхронные короткозамкнутые в обычном и коррозионностойком исполнениях являются приводом погружного ЭЦН (рис.2.5). Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости с температурой до 110°С, содержащей: механические примеси; сероводород; свободный газ.

Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки.

Гидрозащита ЭЦН предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости в зависимости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала ПЭД к валу насоса.

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии: открытого типа - П92, ПК92, П114, ПК114 и закрытого типа - П92Д, ПК92Д, (с диафрагмой) П114Д, ПК114Д.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнения. В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовкой ФЛ-03-К ГОСТ 9109-81. В коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта эмалью ЭП-525, IV, 7/2 110°С.

Гидрозащита открытого и закрытого типа показана на рисунке 2.6.

Кабельная линия УЭЦН 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 (рис.2.7). Поперечное сечение жил основного кабеля равно 10, 16 и 25 мм2, а кабельного удлинителя- 6 и 10 мм2.

Рисунок 2.6 - Гидрозащита открытого типа ПК92

А - открытая; Б - закрытая; 1 - головка; 2 - верхний ниппель; 3 - корпус; 4 - средний ниппель; 5 - нижний ниппель; 6 - основание; 7 - вал; 8 - торцевое уплотнение; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма.

Рисунок 2.7- Кабель круглый КПБК и плоский КПБП:

1 - жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 - броня

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках (возможно использование для определения герметичности колонны НКТ).

Сливной 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.

Оборудование устья 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, уравновешиванием давления в коллекторе с затрубным пространством. 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 отключающие установку при нарушении ее 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.

2.4 Анализ причин ремонтов скважин с УЭЦН в условиях Хохряковского месторождения

Скважины, оборудованные УЭЦН, в условиях Хохряковского месторождения, как и на всех других месторождениях Западной Сибири, работают в осложненных условиях. Такой фонд составляют скважины, которые относят к часторемонтируемому фонду скважин (ЧРФ).

На рис.2.8 представлена диаграмма изменения часторемонтируемого фонда скважин в составе осложненного фонда скважин.

Рисунок 2.8 - Доля часторемонтируемого фонда скважин в осложненном фонде скважин УНП-1

Как видно из диаграммы (рис.2.8), в ОАО «ННП» основными осложняющими факторами являются: механические примеси, отложения солей, незначительные отложения АСПО, а также скважины, подверженные коррозии подземного оборудования.

Как видно из диаграммы, в 2008 году доля ЧРФ неуклонно растет, начиная с января 2009 года - с 46 скважин в январе 2009 года до 80 скважин в июне того же года.

Фонд скважин, работающих без осложнений, составляет на июнь 2009 года всего 18 скважин. Из всех видов осложнений, проявляющихся на Хохряковском месторождении, самое большее количество - 54 скважины - составляют механические примеси, выносимые из пласта с добываемой жидкостью. Этот вид осложнений растет с каждым годом, что видно из диаграммы.

Коррозионный фонд скважин на тот же период составляет всего 6 скважин, а скважин, осложненных АСПО, из всего осложненного фонда по УНП-1 две.

Из анализа представленной диаграммы можно сделать вывод, что основным видом осложнений является вынос механических примесей.

На следующей диаграмме (рис.2.9) показано количество отказов УЭЦН после ГРП. Из рисунка видно, что за период с января 2008 г. по июнь 2008 года было проведено 176 скважино-операций, причем за последний период количество ГРП уменьшилось - в июне произведено всего 7 операций по ГРП.

Рисунок 2.9 - Отказы УЭЦН после ГРП

При этом количество отказов скважин, оборудованных УЭЦН, после проведенного ГРП изменяется неравномерно и падает с апреля месяца с 22 отказов до 12 в июне. Количество отказов на 1 ГРП приходится по последним данным 1,7.

На следующей диаграмме (рис.2.10) приведено распределение отказов УЭЦН по различным узлам за 2 полугодие 2009 года. Как видно из диаграммы основными причинами отказов явились: кабель- 30%; удлинитель- 24%; ПЭД -17%; ЭЦН - 21%; гидрозащита - 6%; муфта кабельного ввода - 2%; НКТ-2% и 9% составили прочие отказы.

Из анализа диаграммы можно сделать вывод о том, что самыми частыми причинами отказов стали неисправность кабеля, удлинителя, погружного электродвигателя и самого насоса.

Рисунок 2.10 - Распределение преждевременных отказов УЭЦН по отказавшим узлам

Если рассмотреть причины выхода из строя основных узлов погружного оборудования УЭЦН, то видно, что основной причиной всех отказов является вынос механических примесей (рис.2.11).

Рисунок 2.11 - Причины преждевременного выхода из строя ЭЦН

Причинами преждевременного выхода из строя погружного электроцентробежного насоса в первую очередь являются:

· вредное влияние механических примесей, приводящее к износу и отказу рабочих органов ЭЦН -23%;

· некачественный вывод на режим (16%);

· в два раза меньшее количество отказов произошло по причине неправильного подбора оборудования УЭЦН к скважине (8%);

· некачественный монтаж УЭЦН, некачественный ремонт ЭПУ, а также некачественные СПО вместе с коррозией оборудования составляют примерно по 6-7 % каждого;

· небольшое количество ЭЦН отказало по причине скрытого дефекта и заводского брака - примерно 4-6%;

· среди прочих причин отказов ЭЦН - вредное влияние газа, выработка ресурса и неустановленные причины -8%.

2.5 Мероприятия по увеличению наработки на отказ УЭЦН в ОАО «ННП»

Для устранения причин отказов УЭЦН необходимо предпринять следующие мероприятия:

1. Использование защитных приспособлений на приеме ЭЦН от мехпримесей.

2. Применение износостойких погружных насосов и рабочих органов ЭЦН.

3. Систему контроля и диагностики работы скважин в осложненных условиях.

Рассмотрим некоторые из них.

2.5.1 Использование станций управления «Электон - 05»

Для снижения отказов и потерь, а также для обеспечения наиболее полного контроля и диагностики работы скважин, оборудованных УЭЦН, в последнее время широко применяется связка - ТМС (телеметрическая система) - ЧПС (частотный преобразователь скорости). Применением ЧПС позволит производить вывод на режим скважин со сложными условиями эксплуатации. Постепенно повышая частоту тока, можно добиться повышения отбора жидкости, что приводит к росту притока и наоборот.

Преобразователи частоты семейства ПЧ-ТТПТ-ХХХ-380-50-1-УХЛ1 предназначены для регулирования частоты вращения трехфазных асинхронных двигателей (АД) с короткозамкнутым или фазным ротором распространенных общепромышленных серий.

Внешний вид СУ серии «Электон-05» показан на рисунке 2.12.

СУ обеспечивает работу привода в нескольких режимах:

1. ручное управление частотой вращения АД со встроенного пульта управления (или дистанционного пульта управления);

2. режим самозапуска СУ после восстановления питания;

3. плавный разгон АД с заданным темпом;

4. разгон по предельным (заданным) значениям токов фаз АД;

5. плавное торможение АД;

6. торможение АД по предельному значению напряжения в звене постоянного тока;

7. режим автоматического поддержания значения технологического параметра (давления, температуры, уровня, и т.д.);

8. компенсацию колебаний скольжения при работе АД на механизм с большими моментами инерции;

9. режим автоматического управления технологическим параметром в зависимости от времени суток;

10. работа под управлением по каналу RS-232;

11. работа с ослаблением поля при скоростях вращения выше номинальной.

Рисунок 2.12 - Общий вид СУ «Электон-05»

Характеристики СУ «Электон-05» различных мощностей приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Характеристики СУ различных мощностей.

Обозначение типа станции управления

Обозначение основного конструкторского документа

Номинальный выходной ток, А

ПЧ-ТТПТ -160-380-50-5-УХЛ1

ЦТДК 016

160

ПЧ-ТТПТ -250-380-50-5-УХЛ1

ЦТДК 016-01

250

СУ должны эксплуатироваться (климатическое исполнение УХЛ, категория размещения 1) при следующих условиях:

- температура окружающей среды от -45°С до +40°С;

- относительная влажность окружающей среды не более 75% при температуре +15 °С;

- окружающая среда не взрывоопасна, не содержит токопроводящей пыли, агрессивных паров и газов в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию.

Применение станций управления с частотным преобразователем позволяет:

а) плавно запустить установку, уменьшая пусковые токи, менять направление вращения ПЭД без полной остановки привода, на пониженных частотах обеспечивать щадящие режимы работы для кабеля и двигателя;

б) добиться снижения депрессии на пласт путем ограничения (и сведения к минимальной) производительности насоса;

в) производить вывод на режим автоматически по заданной программе плавным увеличением частоты в период времени , снижая возможность залпового выброса твердых частиц;

г) производить запуск заклинившей установки методом отбивки в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода.

2.5.2 Применение коррозионностойких рабочих колес ЭЦН

Большинство из вышеперечисленных проблем по выносу механических примесей, а также коррозии оборудования возможно решить, применяя ступени для ЭЦН в износостойком исполнении. Главная идея заключается в том, что рабочее колесо (рис.2.13,а) и проточные каналы направляющего аппарата (рис.2.13,б) выполнены из полимерных композиционных материалов (ПКМ). Учитывая вероятность возникновения высоких температур и работы в агрессивных средах, были выбраны соответствующие теплостойкие, химически стойкие ПКМ.

Рабочие колеса, изготовленные из композиционных материалов на основе полимеров, имеют следующие преимущества по сравнению с чугунными аналогами:

· Повышенная коррозионная стойкость.

· Высокая чистота проточных каналов, низкая адгезия материала, обеспечивающие низкое солеотложение и засорение проточных каналов твердыми механическими примесями.

· Малый вес (примерно в 6 раз меньше чугунных колес) обеспечивает уменьшение массы ротора, а вследствие уменьшается пусковой ток, уменьшаются центробежные силы, изгибающие вал.

· Низкое солеотложение и малый вес уменьшают дисбаланс и радиальные вибрации ротора, а, следовательно, уменьшает износ втулок защитных вала, опорных поверхностей направляющих аппаратов, уменьшается вероятность «полетов» насоса.

· Чистота проточных каналов, низкая адгезия материала, малый вес обеспечивают увеличение КПД на 3-5%.

· Низкая стоимость.

3. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине № 176 куст № 302 УНП-1

Таблица 3.1- Исходные данные

Параметры

Значения

1.Пластовое давление, Рпл, МПа

20

2.Дебит скважины, Q,т/сут

78

3.Коэффициент продуктивности скважины, Кпр.,

т/сут· МПа

25

4.Плотность нефти, сн, кг/м3

840

5.Плотность газа, с г, кг/м3

1,04

6.Газовый фактор, Г, нм3/ м3

79

7.Плотность воды,св , кг/м3

1009

8.Обводненность нефти, nв, доли ед.

0,45

9.Объемный коэффициент, в

1,306

10.Глубина скважины, Н, м

2263

11.Ускорение свободного падения,g, м/с2

9,8

12.Внутренний диаметр НКТ, dвн, дюймы

2,5

13.Устьевое давление, Ру, МПа

1,1

14.Давление насыщения, Рнас., МПа

10,9

15.КПД насоса, доли ед.

0,51

1. Определяем забойное давление по управлению притока жидкости к скважине

(3.1)

где

Рпл

-

пластовое давление, МПа;

Q

-

дебит скважины, т/сут;

К

-

коэффициент продуктивности скважины, т/сут МПа

2. Определяем оптимальное давление на приеме насоса, исходя из условия

Ропт.пр. = 2,5 ч 3 МПа при n ? 50%

Ропт.пр. = 3 ч 4 МПа при n ? 50%

Принимаем оптимальное давление на приеме насоса равным 4 МПа.

3. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины

(3.2)

где

сн

-

плотность нефти, кг/м3;

сг

-

плотность газа, кг/м3;

Г

-

газовый фактор, нм33;

сb

-

плотность воды, кг/м3;

n

-

обводненность нефти, доли ед.;

b

-

объемный коэффициент.

4. Определяем глубину спуска насоса

м

(3.3)

где

Pзаб

-

забойное давление, МПА;

Pопт.пр

-

оптимальное давление на приёме, МПА.

5. Определяем работу газа при подъеме жидкости в НКТ:

м

(3.4)

где

Двн

-

внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Г

-

газовый фактор, м3/т;

Pу

-

давление на устье, МПа;

Pнас

-

давление насыщение, МПа;

n

-

обводненность нефти, доли единиц.

6.Определяем требуемое давление насоса:

(3.5)

где

L

-

глубина спуска насоса, м;

ссм

-

плотность нефтяной эмульсии, кг/мі;

Pопт.пр

-

оптимальное давление на приёме, МПа;

Pу

-

давление на устье, МПа;

Pнас

-

давление насыщение, МПа;

n

-

обводненность нефти, доли единиц.

7.Определяем требуемый напор насоса:

(3.6)

8. Определяем необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических примесей и химически активной коррозийной среды. Так как содержание механической примеси меньше 70 мг/л и среда коррозионно неактивна, то исполнение насоса выбираем обычное.

9. Нном = 1575 ? = 1367 Qном = Qнт; hн = max;

Q - 80 = 78; hн = 51,5%.

10. Выбираем комплектующее оборудование УЭЦН:

- установка УЭЦНМ5 - 80 - 1550;

- насос УЭЦНМ5 - 80 - 1550;

- газосепаратор 1МНГ5;

- двигатель ПЭДУ45-103В5;

- трансформатор ТМПН-10013-7341 (УХП1) = 1,17 кВ;

- станция управления КТППН-100110-82УХП1 = 61 10 кВ;

- гидрозащита П92;

- кабель КПБП 3 х 16.

11. Проверяем соответствие мощности двигателя условием:

(3.7)

где

зн

-

КПД насоса, доли единиц;

ссм

-

плонтость эмульсии, кг/м3.

Так как Nдв > Nр; (45кВт > 26,4кВт), следовательно, погружной электродвигатель выбран верно.

12.Определяем необходимую минимальную длину кабеля:

Lкаб = L + 1 = 2047 + 50 = 2097 м

(3.8)

12. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину, исходя из условия: Дmax < Дэ.к

< 168 мм

(3.9)

где

h

-

толщина кабеля h = 13,1

S

-

1 мм

13. Корректируем число рабочих ступеней насоса:

(3.10)

где

Z

-

Табличное значение количества ступеней ЭЦН, равное 320

В соответствии с условиями откачки, 38,4 рабочих ступени необходимо снять.

Вывод: по промысловым данным, произведенному расчёту и подбору оборудования ЭЦН, выбранный насос соответствует условиям работы данной скважины.


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.