Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море

Образование песчаных пробок.

Вынос песка (частиц породы) из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации (или перепаде давления). Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая снижает текущий дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования.

Можно выделить две группы борьбы с песком при эксплуатации скважин: - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину; - вынос песка на поверхность.

Предупреждение поступления песка в скважину предусматривает применения различного рода фильтров и крепление призабойной зоны. Регулирование поступления песка сводится к ограничению дебита скважины до значения, при котором поступление песка резко уменьшается. Также для снижения попадания песка в насос применяют песочный якорь.

При содержании механических примесей до 0,1 г/л применяют насосы обычного исполнения, если примесей от 0,1 до 0,5 г/л применяют насосы износостойкого исполнения.

Искривление скважины.

Основным осложнением, встречающимся при эксплуатации глубинно-насосным способом наклонных и кривых скважин, является неравномерный износ опор насоса и двигателя для УЭЦН, и как следствие, выход из строя оборудования и частые аварии, короткий межремонтный период, низкий коэффициент эксплуатации.

Для избежания этого в УЭЦН в месте соединения валов двигателя и насоса устанавливается эксцентричная муфта, для того чтобы соединение было более подвижным.

Если искривление скважины составляет 3⁰ на 100 метров, то такая скважина не пригодна для эксплуатации УЭЦН.

Обводнённость продукции

Предупреждение поступления песка в скважину предусматривает применения различного рода фильтров и крепление призабойной зоны. Регулирование поступления песка сводится к ограничению дебита скважины до значения, при котором поступление песка резко уменьшается. Также для снижения попадания песка в насос применяют песочный якорь.

При содержании механических примесей до 0,1 г/л применяют насосы обычного исполнения, если примесей от 0,1 до 0,5 г/л применяют насосы износостойкого исполнения.

Оценка эффективности работы насосов на многокомпонентных смесях должна базироваться на исследованиях физических свойств жидкости, проходящей через насос, работы отдельных ступеней, определении структурных свойств смеси и изучении процессов, происходящих в самом насосе.

А также к осложняющим условиям относят:

Конструктивные недоработки составных частей УЭЦН;

Низкие забойные давления.

3. Расчетный раздел

Произведем расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3

Таблица 3 - исходные данные для рачета спуска УЭЦН

Название	Ед. изм.	205 скважина	208 скважина	223 скважина	Условные обозначения
Рнас.	МПа	15,3	15,5	15,4	Давление насыщения
Рпл.	МПа	12,1	9,5	11,0	Пластовое давление
Рзаб.	МПа	4,7	4,0	5,3	Давление на забое
Руст.	МПа	1,36	1,15	1,1	Устьевое давление
Рзатр.	МПа	0,43	0,14	1	Давление на затрубе
Нф	м	1553	1454	1689	Глубина скважины
св	кг/м3	1010	1010	1010	Плотность воды
сг	кг/м3	0,7242	0,7621	0,7437	Плотность газа
сн	кг/м3	847	850	880	Плотность нефти
nв	%	0,6	0,3	0,2	Обводненность
Г	м3/т	59,1	75	37,4	Газовый фактор
Дэ/к	мм	168	168	168	Диаметр эксплуатационной колоны
Кпр	т/сут./МПа	19,1	14,3	25	Коэффициент продуктивности
qн	т/сут	102	103	68	Дебит нефти
к	мкм2	0,33	0,381	0,58	Проницаемость
м	мПа·с	0.68	0.68	0.81	Вязкость
в		1,261	1,261	1,194	Объемный коэффициент нефти

Рассчитываем УЭЦН на среднюю скважину. Для этого усредняем параметры выбранных трёх скважин с наибольшими различиями значений по длине ствола

Данные средней скважины приведены в таблице 4

Таблица 4 - Параметры средней скважины

Название	Ед.изм.	Значение	Условные обозначения
Рнас.	МПа	15,4	Давление насыщения
Рпл.	МПа	10,8	Пластовое давление
Рзаб.	МПа	4,6	Давление на забое
Руст.	МПа	1,2	Устьевое давление
Рзатр.	МПа	6,2	Давление на затрубе
Нф	м	1565	Глубина скважины
св	кг/м3	1010	Плотность воды
сг	кг/м3	0,7433	Плотность газа
сн	кг/м3	859	Плотность нефти
nв	%	0,36	Обводненность
Г	м3/т	57,2	Газовый фактор
Дэ/к	мм	168	Диаметр эксплуатационной колоны
Кпр	т/сут./МПа	19,46	Коэффициент продуктивности
qн	т/сут	83,4	Дебит нефти
к	мкм2	0,43	Проницаемость
м	мПа·с	0,72	Вязкость
в		1,238	Объемный коэффициент нефти

1. Определим дебит по уравнению притока

Q = k Р, м³/сут;

Q = 19,46 (10,8 - 5,7) = 99 м³/сут

2.Выбираем Р_опт =4 в соответствии с условием:

Р_опт = (2,5 - 3,0) - при обводненности > 50%, МПа;

Р_опт = (3,4 - 4,0) - при обводненности < 50%, МПа;

3. Определяем плотность эмульсии скважины:

с_см = с_н + с_г Г + с_b((1 - n)/n), кг/м³

b + ((1 - n)/n)

с_см = 859 + 0,74 57,2 + 1010((1 - 0,0036)/0,0036), = 892кг/м³

1,232 + ((1 - 0,0036)/0,0036)

4. Выбираем глубину спуска насоса 620 м.

5.Выбираем внутренний диаметр труб согласно рекомендации приведенной в книге Юрчук, Истомин «Расчеты добычи нефти и газа» с внешним диаметром 73 мм с высаженными наружу концами и внутренним диаметром не менее 62 мм

6. Определяем работу газа при подъёме жидкости в НКТ

Н_г = 0,15175 d_вн Г (1- іv Р_у / Р_нас) (1 - n_в ), м; (4.5)

где, d_вн - внутренний диаметр НКТ,дюйм

Н_г = 0,15175 3 57,2 (1 - іv 1,2 / 15,4) (1 - 0,36) = 9,79 м

4. Определим требуемый напор насоса

Н_н = Р_н 10⁶ / с_в g, м; (4.6)

Н_н = 9,79 10^-6 / 1010 9,8 = 804 м

5. Определим группу насоса и его диаметр в зависимости от диаметра эксплуатационной колоны:

Диаметр вн./нар., мм	Группа насоса	Диаметр насоса, мм
140 / 121,7	5	92
146 / 130	5А	103
168 / 144,3	6	114

По диаметру эксплуатационной колоны диаметр насоса будет равен 114 мм и он будет относится к группе 6.

Выбирают тип насоса по напору и производительности из условия:

Н _н ? Н _н^тр, м;

При Q_н = Q и максимальном КПД.

Для этого используем таблицы характеристик насосов, приведённые в справочнике Гиматудинова «Рабочие характеристики многоступенчатых погружных насосов». Заданные двумя, тремя насосами удовлетворяющих выше перечисленные условия.

ЭЦНМ6-250-1450, з = 63%;

9.Остальное оборудование (двигатель, станцию управления, трансформатор, кабель) выбираем согласно комплектности поставки оборудования по книге: (Справочник по нефтепромысловому оборудованию под редакцией Бухаленко Е.И. М., «Недра», 1990).

ЭЦНМ6-250-1450;

Шифр электродвигателя - ПЭДУ90-123В5;

Температура окружающей среды, при номинальной мощности электродвигателя - 70°С;

Скорость охлаждающей жидкости не менее 0,3 м/с;

Кабель плоский - КПБП

- число жил и площадь сечения - 3 16 мм²;

Комплектная трансформаторная подстанция - КТППН-250/10-82УХЛ1 на 6(10)кВ;5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1 на 6(10) кВ

Газосепаратор-1МНГ6

10. Проверяем соответствие мощности электродвигателя, условиям откачки, для чего определяем необходимую мощность и сравниваем с мощностью выбранного двигателя.

N_р = (Q Н _н^т с_см g Ч 10^-3) / (86400 Ч з_н), кВт;

N_р N_дв

где, з_н - КПД насоса, принимается согласно (Справочник по нефтепромысловому оборудованию под редакцией Бухаленко Е.И. «Недра», 1990).

N = (99 Ч 804,9Ч 892 Ч 9,8 Ч 10^-3) / (86400 Ч 0,63) = 12,82 кВт

N_дв = 63 кВт;

N = 12,82 кВт; N_дв > N;

11. Определим минимальную, необходимую длину кабеля:

L_к = L_н + L, м;

где, L - расстояние от устья до станции управления, L = 10 ч 15 м;

L_к = 620 + 15 = 635 м;

12. Необходимо проверить возможность спуска агрегата в скважину, для чего определим максимальные габариты агрегата и сравним их с внутренним диаметром эксплуатационной колонны. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5 ч 10 мм.

Д_мах = Д_дв / 2 + Д_н / 2 + h_к + S, мм;

где, Д_дв - диаметр электродвигателя, мм;

Д_н - наружный диаметр насоса, мм;

h_к - толщина плоского кабеля, мм;

S - толщина металлического пояса, принимаем S = 1 мм;

Д_мах = 123 / 2 + 123 / 2 + 16+ 1 = 140 мм;

Возможность спуска агрегата в скважину имеется

13. Составим таблицу выбранного оборудования:

Дебит	Потребный напор	Насос	Электродви гатель	Трансформатор	кабель	Комплектная трансформаторная подстанция
					плоский	круглый
Q = 99 т/сут	Н нтр = 804,9 м.вод.ст	ЭЦНМ6-250-1400	ПЭДУ90-123В5	ТМПН - 100 / 3 - 73У1	3 Ч 16мм2	-----	КТППН-250/10-82УХЛ1 на 6(10)кВ;5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1 на 6(10) кВ

Таким образом, нами было выбрано оборудование для эксплуатации УЭЦН в соответствии с параметрами скважины.

Выводы

На основании анализа условий труда обслуживающего персонала, характеристики вредных веществ, загрязняющих природную среду и прогнозирования возможных чрезвычайных ситуаций на данном объекте можно сделать следующие выводы:

В основном объект отвечает требованиям ГОСТов по условиям труда, намечены мероприятий по условиям труда. Анализируя возможные чрезвычайные ситуации, в данном проекте выявлены вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси, и намечены мероприятия по предотвращению возникающих поражающих вредных факторов: взрыва и др. факторов.

Размещено на Allbest.ru