диплом. ДИплом. Имени И. М. Губкина
 Скачать 5.51 Mb.
|
Рисунок 4 – Выкопировка из схемы нефтегазогеологического районирования (2003 г.)Прогнозные резервуары приурочены преимущественно к кремнисто-карбонатным (чаще всего рифогенным) отложениям палеозоя. Типы коллекторов в отложениях палеозоя трещинно-порово-кавернозные и порово-трещинные, особенно в очагах тектонической нарушенности и метасоматической доломитизации органогенно-обломочных известняков и вторичных доломитов. В разрезе мезозоя по результатам комплексного анализа результатов пробуренных скважин соседних площадей и особенностей волновой картины на временных разрезах выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский, неокомский (в т.ч. ачимовский) и апт-альб-сеноманский. Комплексы отделены друг от друга глинистыми покрышками различной значимости и протяженности. Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс залегает в основании платформенного чехла и представлен породами прибрежно-морского и морского генезиса, объединенного в шеркалинскую свиту. Коллекторы нижней юры, перспективность которых связана с базальными пластами Ю10-11, формировались в условиях мелководно-морского замкнутого бассейна с изрезанной береговой линией. Промышленная продуктивность рассматриваемых отложений установлена в Красноленинском районе (Талинское месторождение), где нефтеносными являются пласты Ю10-Ю11шеркалинской свиты. Признаки нефтегазоносности отмечены на Северо-Демьянской (скв. 7 и 11) и Демьянской (скв. 20) площадях, где шеркалинскаясвита испытывалась совместно с тюменской свитой, открытым забоем, при этом был получен приток нефти с водой дебитом от 0,7 до 0,94 м3/сут. На склонах поднятий нижнеюрские отложения выпадают из разреза за счет последовательного выклинивания нижних горизонтов, в результате чего формируются ловушки выклинивания, или стратиграфические ловушки, ограниченные размывом снизу. Ловушки такого (Талинского) типа очень характерны для юрских отложений – шнурковые, полосовидные, козырьковые литологические и структурно-литологические. Перспективными являются и отложения пластов Ю10-11 на опущенных участках, которые оставались замкнутыми ловушками не только в юрское время, но и в течение всего юрско-палеогенового периода. На этих поднятиях ожидается открытие залежей структурного типа, но, возможно, осложненных как литологическими, так и тектоническими экранами. Отложения пласта Ю10 распространены значительно шире пластов Ю11. Верхняя часть пласта Ю10 и перекрывающие её аргиллиты радомской пачки формировались в условиях кратковременной трансгрессии моря с севера. Обычно к нижнеюрским отложениям могут быть приурочены зоны постседиментационного разуплотнения пород с улучшенными ФЭС, которые могут служить ловушками углеводородов. Таким образом, нефтегазоносность нижнеюрского комплекса, на рассматриваемой территории, вероятнее всего, связывается со структурно-стратиграфическими ловушками, вместе с тем не исключена возможность их обнаружения в ловушках структурного типа. Среднеюрский нефтегазоносный комплекс Среднеюрский нефтегазоносный комплекс представлен, в основном, континентальными, реже мелководно-морскими отложениями тюменской свиты, коллекторы которой фациально не выдержаны и отличаются резкой литологической изменчивостью. Нефтепоисковый интерес представляют пласты Ю2-4, приуроченные к кровле комплекса. Промышленнаянефтегазоносность пластов Ю2-4 доказана на Вареягском, Северо-Вайском, Северо-Демьянском, Кальчинском, Радонежском, Пихтовом месторождениях. На Северо-Демьянском месторождении открыто две залежи нефти в пластах Ю2-4 на глубинах 2900-2950 м. Залежь нефти пласта Ю2-4 низкодебитная. Максимальный приток нефти пласта Ю2-4– 3,3 м3/сут на 2 мм штуцере в скважине № 3. В других скважинах притоки нефти не превышают 0,1-1,0 м3/сут. Коллекторы представлены тонким переслаиванием песчано-алевритовых и углисто-глинистых пород, с открытой пористостью от 3,3 до 15,1 %, проницаемостью от 0,04 до 0,266 мД. На Кальчинском месторождении залежь пласта Ю3-4 находится в промышленной эксплуатации, дебиты нефти составляют 27,6 м3/сут на 6 мм штуцере (скв. 61). На Северо-Вайском месторождении при испытании скважины № 38 из отложений пласта Ю2-4 в интервале 2772-2790 м получен непереливающий приток нефти дебитом 6,23 м3/сут при СДУ=2100 м. На Пограничном участке в скважине № 4 из пласта Ю3 и при совместном испытании из пласта Ю2-3 получены притоки нефти дебитами соответственно, 7,0 м3/сут при СДУ=1035 м и 14,6 м3/сут при СДУ= 989 м. В связи с открытием нефтяных залежей на соседних месторождениях перспективность структурных ловушек значительно повышается, для опоискования которых и проектируются поисково-оценочные скважины. Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс Комплекс связан с пластом Ю0баженовской свиты, продуктивность которой установлена на Ендырской площади, где при испытании скважины № 9 получен приток нефти дебитом 5,6 м3/сут при СДУ=1006 м. Потенциально продуктивными эти отложения являются и на Северо-Демьянской площади, что основывается на данных интерпретации ГИС, кернового материала и испытания скважины № 8-Р, в которой при испытании отложений баженовской свиты получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут на штуцере 2 мм. Непромышленный приток нефти получен на Среднедемьянской площади, в пределах Уватской зоны, где при испытании скважины № 10 среднесуточный дебит нефти составил 0,35 м3/сут при СДУ=1328 м. На Радонежском месторождении открыта залежь нефти в пласте Ю0, где при испытании интервала 2760-2783 м из отложений пласта Ю0 получен приток нефти дебитом 24,5 м3/сут при СДУ=830 м. Неокомский нефтегазоносный комплекс Основные перспективы нефтегазоносности следует связывать с неокомскими отложениями. В их основании залегает ачимовская толща (низы ахской свиты), промышленная нефтегазоносность которой установлена на Кальчинском и Северо-Кальчинском месторождениях, а нефтепроявления отмечены на всех сопредельных площадях. Ачимовская толща на Северо-Демьянской площади представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, известковистых, крепкосцементированных, с алевролитами и аргиллитами. В скважине № 2 маломощные песчаные прослои ачимовской толщи вскрыты в интервале 2729-2838 м. Из интервала 2818,4-2837,7 м поднято 4,7 м песчаников с запахом нефти. Этот интервал был испытан совместно с отложениями баженовской и абалакской свит, где был получен приток слаборазгазированного фильтрата с пленкой нефти дебитом 0,96 м3/сут. На Кальчинском месторождении также установлена нефтеносность ачимовской толщи, где выделяются несколько самостоятельных пластов (линз) в интервалах глубин 2500-2750 м. Это сложно построенная толща осадков ачимовской толщи и ее мощность изменяется в широких пределах от 160 м до полного отсутствия в погруженных участках. Эффективная толщина отдельных пластов достигает 26,8 м. Средняя пористость коллекторов составляет – 17,6%, проницаемость – 9,0 мД, нефтенасыщенность – 53%. На Северо-Кальчинской площади в скважине № 52 из отложений ачимовской толщи поднят нефтенасыщенный керн и при испытании интервала 2707-2714 м получено около 200 л нефти. Ачимовские отложения на участке работ перспективны для поисков залежей углеводородов пластово-сводового и структурно-литологического типа. На Зимнем месторождении продуктивным является пласт АС102 (АС11) в разрезе которого выявлен литологически экранированный резервуар, характеризующийся невысокими эффективными толщинами коллекторов. При испытании отложений пласта в скважине № 6 был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 5,2 м3/сут на 2 мм штуцере (табл. 2.). Таблица 2 – Результаты испытания скважин Зимнего месторождения залежи пласта АС102(АС11)
К пластам АС9-АС12 приурочены залежи нефти на Кондинской группе месторождений, Чапровском, Западно-Эргинском и Приобском месторождениях структурно-литологического и литологическиэкранированного типа. В шельфовом пласте АС10 на территории Пограничного участка открыта нефтяная залежь. 2.3.1 Физико-химические свойства пластовых флюидов Результаты, полученные при лабораторных исследованиях флюидов, приведены в таблицах 3-5. Всего исследовано пять поверхностных (скв. 6Р, 12Р, 14Р, 25Р) и семь глубинных проб нефти (скв.12Р, 25Р) и одна проба пластовой воды (скв.14Р). Нефти, отобранные из скв. 6Р, 12Р, 14Р, по своей характеристике сходны между собой. Они тяжелые, плотность варьирует в диапазоне значений 0,869-0,886 г/см3, с тенденцией снижения параметра в гипсометрически более высоких скважинах (скв. 12Р). По другим показателям нефти относятся к категории средневязких (23,43-69,63 мм2/с), высокосернистых (до 2,37%), смолистых (до 13,15%), малопарафиновых и парафиновых (от 0,91 до 2,49%). Доля легких фракций, выкипающих до 300 ºС, колеблется в пределах 30-38%, температура начала кипения 82-100 ºС. По групповому углеводородному составу нефть относится к метановым, с содержанием метановых УВ 68%, на долю ароматических УВ приходится 21%, нафтеновых – 11%. Основные показатели нефти в пластовых условиях следующие (скв.12Р): динамическая вязкость – 3,84 МПа×с, плотность – 0,854 г/см3, молекулярный вес – 185 г/моль; в компонентном составе присутствует метан в количестве 22,8%, остаток составляет 68,1%. Нефть недонасыщена газом. Давление насыщения не более 9,0 МПа. Газосодержание по способу ступенчатого разгазирования в среднем составляет 33,69 м3/т. Растворенный газ относится к категории полужирных (суммарная концентрация С2+в 6,63%), низкоазотных (азота – 1,09%), низкоуглекислотных (углекислого газа – 0,46%). Содержание метана – 91,81%. Плотность газа – 0,753 кг/м3, молярная масса – 18 г/моль. Гипсометрически коллектора скв.25Р залегают ниже относительно других скважин. Однако нефть, отобранная из этой скважины легче, ее плотность составила 0,879 г/см3. По содержанию серы (1,99%) она ближе к сернистым. Из всех проанализированных, проба содержит наименьшее количество смол и асфальтенов (7,62 и 0,47% соответственно). Таблица 3 – Свойства нефти и пластовой воды пласта АС102 Зимнего месторождения
* - по аналогии с близлежащими площадями Таблица 4 – Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта АС102
По данным разгазирования глубинных проб нефть более газонасыщена, ее газосодержание – 43,99 м3/т (ступенчатая сепарация), давление насыщения соответствует 10,5 МПа. Нефть менее вязкая, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 2,15 МПа×с, плотность в пластовых условиях – 0,834 г/см3. В компонентном составе пластовой нефти содержание метана достигает 28,05%, в остатке – 58,98%. Таблица 5 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти по пласту АС102
Компонентный состав растворенного газа практически такой же, отличия лишь в сотых долях процента. 2.3.2 Сведения о запасах Запасы нефти и растворенного газа по Зимнему месторождению в ГКЗ не утверждались. Начальные геологические запасы нефти по пласту АС102, числящиеся на государственном балансе РФ по категории С1 составляют 8955 тыс.т, извлекаемые 2686 тыс.т. Подсчет запасов по двумерной модели произведен по формуле: Qн(бал.) = F × h × Кп × Кн × γн × β, где: Qн –геологические запасы нефти, тыс.т; F – площадь нефтеносности, тыс.м2; h – средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов, м; Кп – коэффициент пористости, доли ед.; Кн – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; γн - плотность нефти в стандартных условиях, т/м3; β - пересчетный коэффициент, доли единицы. Запасы растворенного газа определялись умножением соответствующих запасов нефти на принятое среднее газосодержание (39 м3/т). 2.4. Гидрогеология Зимнее месторождение расположено в южной части Западно-Сибирского артезианского мегабассейна, являющегося мощной гидродинамической системой. Особенностью этой системы является наличие глинистых водоупорных отложений олигоцен-турона (до 700 м), разделяющих разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа и практически полностью исключающих гидродинамическую связь между минерализованными водами мезозойских отложений и пресными водами кайнозойских отложений. Нижний гидрогеологический этаж Включает отложения сеноман-юрского возраста и обводненные породы верхней части доюрского фундамента. В составе нижнего этажа выделено четыре гидрогеологических комплекса: палеозойский, юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский. Комплексы отличаются источниками питания и водообмена, составом и минерализацией подземных вод и газов, температурным режимом. Палеозойский водоносный комплекс представлен трещиновато-поровой зоной фундамента, вулканогенно-осадочными образованиями туринской серии.Его гидрогеологические условия изучены крайне слабо, в ряде случаев верхние зоны палеозоя испытывались совместно с низами юрских отложений. В отличие от вышележащих комплексов отложения палеозоя полностью консолидированы и утратили свою первичную пористость. Поэтому гидрогеологическая структура комплекса сформировалась в связи с образованием вторичной трещиноватости, выветривания и в результате последующих тектонических напряжений, т.е. сформировалась водонапорная система трещинных и трещиновато-жильных вод с очень сложной гидравлической взаимосвязью. Характерна значительная гидравлическая разобщенность отдельных водоносных зон, отмечается тенденция уменьшения водообильности пород палеозоя по мере удаления от обрамления. При совместном испытании палеозойских и шеркалинских отложений в интервале 3132-3144 м (скв.80 Южно-Ярокская площадь) получено пластовой воды с ФБР 1,4 м3/сут при СДУ=975 м. При испытании КИИ интервала 3100-3200 м (скв.50 Тюмская площадь) притока не получено. Воды комплекса, по классификации В.А.Сулина, относятся к хлоридно-кальциевому типу с минерализацией, равной 24,7-29,3 г/л, и имеют место повышенные содержания йода и брома. Пластовые давления несколько выше гидростатических, ожидаемые пластовые температуры до +135°С. Газонасыщенность пластовых вод и состав газов закономерно изменяются по мере погружения комплекса. Величина газонасыщенности изменяется от сотых долей до 2 м3/м3 и более. Газы метанового состава. Юрский водоносный комплекс слагается водопроницаемыми отложениями шеркалинской, тюменской, абалакской и баженовской свит общей толщиной до 200 м, которая увеличивается в северном направлении. Комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Открытая пористость водоносных пород составляет 10-15%, проницаемость не превышает нескольких миллидарси. Невысокие коллекторские свойства пород, слагающих данный комплекс, обуславливают слабые притоки пластовых вод. По В.А.Сулину, воды комплекса хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. Величина минерализации изменяется от 16,5 до 26,0 г/л.Основными солеобразующими компонентами подземных вод являются ионы хлора (77-99 %-экв) и натрия с калием (92-99 %-экв). Кальция содержится 0,3-5,6 %-экв, магния – до 3 %-экв, гидрокарбоната – 1-22 %-экв. Из микрокомпонентов присутствуют: йод, бор, бром, фтор, из которых только содержание йода по классификации является промышленным. Нафтеновые кислоты либо не обнаружены, либо определены в незначительном количестве.Пластовые давления достигают 26,0 МПа. Пластовые температуры лежат в пределах значений +80 – +120°С.Подземные воды насыщены растворенным газом метанового и азотно-метанового состава. Содержание метана достигает 98,0%, азота – 1,46-35,87%, гомологов метана (в сумме) – до 3,06%. Газосодержание составляет 0,5-2,5 м3/м3.Перекрывается юрский водоносный комплекс глинистыми отложениями подачимовской пачки общей мощностью до 20 м. Неокомский водоносный комплекс включает в себя водоносные отложения ахской и черкашинской свит, представленные частым чередованием песчаников и алевролитов часто известковистых и аргиллитов плотных. Наибольшую толщину комплекс имеет в центральной части ЗСМБ, достигая 800 м, резко замещается в западном направлении и расчленяется на отдельные пачки (пласты) в восточном. Снизу вверх в комплексе выделяются водоносные горизонты ачимовской толщи и водоносные горизонты пластов групп АС и БС суммарной мощностью до 500 м. Пористость отложений 17-25%, проницаемость – от первых десятков до первых сотен мД. В связи с этим водообильность отложений комплекса различна: от 1,4 м3/сут при Р=7,5 МПа до 622,0 м3/сут при переливах. Водоносные горизонты ачимовской толщи включает в себя несколько проницаемых линзовидных песчаных тел. По В.А.Сулину, воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией от 12,5 до 15,9 г/л.Основными солеобразующими компонентами подземных вод являются ионы хлора (75-95 %-экв) и натрия с калием (93-98 %-экв). Кальция содержится 1-6 %-экв, магния – до 2 %-экв, гидрокарбоната – 5-25 %-экв. Из микрокомпонентов присутствуют: йод, бор, бром, фтор, из которых только содержание йода, достигающее 28 мг/л, считается промышленным.Газы, растворенные в воде, метанового и азотно-метанового состава с содержанием метана до 89,60%. Ожидаемые пластовые температуры +80 – +89°С.Воды пластов групп АС и БС, по В.А.Сулину, гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией до 18,8 г/л. Газосодержание колеблется в пределах: для пласта АС4 – 0,3-0,9 м3/м3; для пластов АС5-АС9 – 1,02-1,25 м3/м3; для пласта АС10 отмечается повышенноегазосодержание (интервал опробования 2045-2048 м) – 3,02 м3/м3. Следует также отметить и более высокуюводообильность пластов группы АС. Пластовые температуры для нижней группы пластов составляют от +70°С до +73°С.Газ, растворенный в воде, метанового состава (метана до 93,69%, азота до 10,60%). Максимальное содержание этана достигает 14,64%, пропана – 5,85%.Перекрывается неокомский водоносный комплекс выдержанной по простиранию толщей аргиллитов алымской свиты. Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс района включает в себя отложения викуловской, ханты-мансийской и уватской свит, представленных песками, песчаниками, алевролитами с прослоями глин (открытая пористость пород до 30%, проницаемость – десятки-сотни мД), хорошо выдержанных по площади и довольно однородных в пределах участка. Толщина комплекса до 700 м. Опробование проводилось на соседних площадях, дебиты достигают 300 м3/сут. Ожидаемые пластовые температуры до +50°С.Воды хлоридно-кальциевого типа (по В.А.Сулину) с минерализацией 11,1-13,0 г/л. Здесь, как и в нижележащем комплексе, 89-99% солевых компонентов приходится на ионы хлора и натрия с калием. Из микрокомпонентов присутствуют йод – до 22,5 мг/л, бром – до 66,3 мг/л, бор – до 50 мг/л, фтор – 0,3 мг/л. Газ, растворенный в воде, метанового состава, т.к. метана содержится до 96,28%, азота – до 0,13%, этана – до 0,22%, пропана – до 0,01%.Воды отличаются малой коррозионной способностью вследствие отсутствия в них сероводорода и кислорода, низкой газонасыщенностью, давлением насыщения – 5,0 МПа.Водоупором комплекса является мощная (порядка 700 м) толща преимущественно глинистых пород верхнемелового и палеогенового возраста, объединенная в турон-олигоценовый водоупорный комплекс. Верхний гидрогеологический этаж Приурочен к отложениям олигоцен-четвертичного возраста, представлен песчано-алевритовыми и глинистыми отложениями и характеризуется свободным водообменом. Особенностью этого комплекса является наличие инфильтрации атмосферных осадков, что служит главным фактором в формировании солевого и газового состава этого комплекса. В гидродинамическом отношении комплекс образует единую водонасыщенную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой гидравлически связаны между собой и с поверхностными водами озёр, болот и рек. В комплексе выделяются: атлым-новомихайловский водоносный горизонт и водоносные горизонты четвертичных и современных отложений (общей мощностью до 200 м), которые представляют практический интерес для хозяйственно-питьевого водоснабжения буровой. Воды атлым-новомихайловского водоносного горизонта по результатам бурения колонковых скважин напорные, пресные с минерализацией от 0,12 до 1,0 г/л, гидрокарбонатно-натриевые и гидрокарбонатно-натриево-магниевые, мягкие (общая жесткость 1,21-5,38 мг-экв/л), от слабокислых до слабощелочных (рН=6,6-8,0). Водообильность горизонта высокая. Температура вод от +1 до +5°С. Водоносные горизонты четвертичных и современных отложений приурочены к аллювиальным отложениям (пескам и супесям). Воды безнапорные, уклон группового потока совпадает с уклоном речных долин. Водообильность горизонтов высокая. Воды ультрапресные и пресные с минерализацией 0,02-0,25 мг/л, гидрокарбонатно-кальциево-магниевые. 3 Общие сведения об установках погружных электроцентробежных насосов 3.1 Установка погружного электроцентробежного насоса Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти предназначены для эксплуатации нефтяных, подчас сильно обводненных, скважин малого диаметра и большой глубины, они должны обеспечивать безотказную и длительную работу в жидкостях, содержащих агрессивные пластовые воды с растворенными в них различными солями, газы (в том числе сероводород), механические примеси, преимущественно в виде песка.  Рисинок 5 Принципиальная схема УЭЦН 1 - автотрансформатор; 2 - станция управления; 3 - кабельный барабан; 4 - оборудование устья скважины; 5 - колонна НКТ; 6 - бронированный электрический кабель; 7 - зажимы для кабеля; 8 - погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 - приемная сетка насоса; 10 -обратный клапан; 11 -сливной клапан; 12 -узел гидрозащиты (протектор); 13 - погружной электродвигатель; 14 - компенсатор. Установка ЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и колонны НКТ. Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он (агрегат) спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса. ЭЦН подает жидкость по колонне НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами. Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250 - 300 м, а иногда до 600 м. Для привода ЭЦН применяют асинхронные двигатели трехфазного тока с короткозамкнутыми роторами в герметичном исполнении, маслозаполненные. Для предохранения электродвигателя от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсации изменения объема масла в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через неплотности служит гидрозащита. Гидрозащита включает в себя протектор и компенсатор. Электроэнергия подводится к погружному двигателю по специальному трехжильному кабелю. Сечение токопроводящих жил кабеля выбирают в зависимости от мощности погружного электродвигателя и глубины его спуска. Для подержания необходимого напряжения на зажиме погружного электродвигателя при изменениях потерь напряжения в кабеле и других элементах питающей сети, а также для возможности питания ПЭД с различными номинальными напряжениями при стандартных напряжениях промысловых сетей применяются автотрансформаторы и трансформаторы. Управление и защита электродвигателей погружных центробежных насосов осуществляется с помощью комплекса аппаратуры, смонтированной в станции управления. Станция управления с помощью специального переключателя дает возможность установить три режима работы управления: ручной, автоматический и программный. Основными параметрами центробежных насосов являются его подача Q (в м3/сут) и развиваемый напор H (в м). Величина напора характеризует высоту, на которую жидкость может быть поднята данным насосом. Напор насоса и его подача взаимозависимые величины: чем выше развиваемый напор, тем ниже его подача. В паспортных данных насоса обычно указывается значения напора насоса и его подачи при максимальном к.п.д. установки. 3.2 Преимущества и недостатки УЭЦН по сравнению с ШСНУ На сегодняшний день основной фонд добывающих скважин механизирован и состоит практически из двух видов насосных установок: ШСНУ и УЭЦН. Установка глубинного штангового насоса состоит из плунжерного насоса, насосных труб, штанг и станка-качалки с электродвигателем, редуктором, устройством преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное движение балансира. Глубинный штанговый насос располагают в скважине на определенной глубине ниже уровня жидкости. Привод насоса устанавливают на поверхности у устья скважины. Движение плунжера осуществляется посредством штанг, свинченных между собою и пропущенным внутри колонны НКТ. При работе электродвигателя его вращательное движение передается при помощи кривошипа и шатуна балансиру станка-качалки, который совершает возвратно-поступательное движение. Число качаний колеблется от 5 до 15 в минуту. Подача насоса зависит от длины хода, диаметра и числа двойных ходов плунжера. Это простое в конструктивном исполнении устройство стало самым распространенным способом механической добычи нефти. Однако, несмотря на относительную простоту конструкции и широкое применение в нефтедобывающей промышленности, установки глубинных штанговых насосов имеют много недостатков. Основным их недостатком является наличие механической связи между станком-качалкой и насосом в виде длинной колонны штанг, которая, не обладая достаточной прочностью и ограничивая передаваемую насосу мощность, снижает надежность и межремонтный срок работы установки и скважины. Под действием знакопеременных нагрузок, возрастающих с увеличением глубины подвески насоса и отбора жидкости, часто происходит аварии в результате обрыва и отвинчивания (отворота) штанг. Другие недостатки данного способа эксплуатации: ограниченная производительность; большая металлоемкость, громоздкость; наличие вращающихся и движущихся частей на поверхности; неполная герметизация устья скважины. Значительно усложняются условия механизированной добычи нефти в связи с ростом обводненности пластов и форсированными отборами жидкости. Из приведенных выше описаний следует, что скважины, оборудованные УЭЦН, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубинонасосными установками. Во-первых, погружной электродвигатель, расположенный в скважине, передает насосу более высокую мощность, и как следствие, установки электроцентробежных насосов более производительны и могут осуществлять подъем жидкости с больших глубин, чем установки штангового скважинного насоса. Во-вторых, на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громоздкие металлоемкие станки-качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию в любой период года без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяжелого оборудования. Наземное оборудование, ввиду его малых габаритов, небольшого веса и наличия защитных кожухов, в зависимости от климатических условий может быть установлено непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке. В-третьих, при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. В-четвертых, простота монтажа установки. Спуск насоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины проста и занимает по нормам времени не более 2 – 3 ч. Характерной особенностью установок электроцентробежных насосов является простота обслуживания, экономичность и относительно большой межремонтный период их работы, возможность автоматизации процесса управления электронасосом. Но установки электроцентробежных насосов обладают и серьезными недостатками: существенное снижение эффективности их работы при откачке высоковязких жидкостей и водонефтяных эмульсий, а также при повышенном содержании в продукции скважины свободного газа; размещение погружного электродвигателя в скважине предъявляет высокие требования к надежности гидрозащиты; наличие длинного кабеля, помещенного в агрессивную среду, предъявляет высокие требования к его изоляции; ограничение области применения УЭЦН температурой откачиваемой продукции; сложность погружного оборудования, и как следствие высокая стоимость приобретения и ремонта; высокие требования по подбору типоразмера и выводу на режим установки. 3.3 Оптимальные условия эксплуатации УЭЦН Содержание воды в добываемой продукции не более 99 %. Содержание механических примесей не более: для насосов обычного исполнения – 0,1 г/л; для насосов износостойкого исполнения – 0,5 г/л. Содержание сероводорода не более: для насосов обычного исполнения – 0,01 г/л; для насосов износостойкого исполнения – 1,25 г/л. Максимальное объемное содержание газа на приеме насоса не более: для установок без газосепаратора – 25 %; для установок с газосепаратором – 55 %. Микротвердость частиц не более 5 баллов по Моосу. Водородный показатель для насосов коррозионностойкого исполнения 6–8,5. Температура перекачиваемой жидкости не более 90 0С. Минимальное допустимое снижение изоляции системы “кабель-ПЭД” – 0,03 МОм. Темп набора кривизны не более: в зоне прохождения УЭЦН – 12 '/м; в зоне работы УЭЦН – 18 '/ м. Зенитный угол в зоне работы УЭЦН не более – 400. Выводы Установки погружного электроцентробежного насоса можно использовать для добычи большого количества жидкости из самых глубоких и наклонно направленных скважин, где нельзя установить другое оборудование. применение УЭЦН не требует каких-либо сооружений или фундаментов и позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любых районах в любое время года. УЭЦН не требует постоянного ухода и наблюдения за работой. Добыча жидкости скважинами, оборудованными УЭЦН, обходится значительно дешевле, межремонтный период работы этих скважин больше по сравнению с другими видами механизированной добычи. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||