КУРСОВАЯ РАБОТА АНАЛИЗ РАБОТЫ ФОНДА СКВАЖИН КОРОБКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕЛЕКЕССКОГО ГОРИЗОНТА ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН. курсовая ЭНГМ МакаровА.А... Курсовая работа анализ работы фонда скважин коробковского месторождения мелекесского горизонта оборудованных уэцн

• Название: Курсовая работа анализ работы фонда скважин коробковского месторождения мелекесского горизонта оборудованных уэцн
• Анкор: КУРСОВАЯ РАБОТА АНАЛИЗ РАБОТЫ ФОНДА СКВАЖИН КОРОБКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕЛЕКЕССКОГО ГОРИЗОНТА ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН
• Дата: 16.10.2022
• Размер: 1.35 Mb.
• Имя файла: курсовая ЭНГМ МакаровА.А...docx
• Тип: Курсовая; #735720
• страница: 3 из 4

1.5 Нефте-газоносность

В разрезе Коробковского месторождения промышленно нефтегазоносны пласты байосского и касимовского ярусов, верейского и мелекесского горизонтов, карбонатного комплекса башкирского и серпуховского ярусов, бобриковского горизонта и турнейского яруса. Ловушки всех продуктивных пластов относятся к классу структурных, группе приуроченных к антиклинальным и куполовидным структурам, подгруппе сводовых, ненарушенного строения. Продуктивные пласты и продуктивные толщи прослеживаются по всей площади и далеко за ее пределами.

Мелекесский горизонт

Залежь мелекесского горизонта является пластовой, сводовой, литологически экранированной. Размеры залежи 11х7,5 км. Средняя глубина залегания 1230 метров. Пластовая температура 45 ºС. Средняя общая толщина 33 метра. Газонасыщенная толщина составляет 8 метров В целом режим работы залежи характеризуется как упруговодогазонапорный с проявлением энергии растворенного газа.

Компонентный состав газа газовой шапки выглядит так: Метана – 680,5 г/м³, Этана - 23.4 г/м³, Пропана – 16,7 г/м³, Бутана – 14,2 г/м³, Пентана+высшие – 11,9 г/м³, Сероводорода - 0,0607 г/м³, Углекислого газа – 15,3 г/м³, Азота - 5,8 г/м³.

Нефть мелекесского горизонта различается по плотности в пределах 822 - 865 кг/м³.Увелечение или уменьшение плотности отмечается в скважинах, расположенных в непосредственной близости от границы раздела «нефть-вода», «газ-нефть». Средняя величина плотности нефти - 841 кг/м³. Вязкость нефти в пластовых и поверхностных условиях составляет 1,56/11,4 мПа·с соответственно. Объемный коэффициент нефти равен 1,17 (доли ед.). Давление насыщения нефти газом 11,6 МПа. Газосодержание нефти равно 73 м³/т. Содержание серы в нефти - 0,6%, содержание парафина - 1,76 %. Вязкость воды в пластовых условиях 0,015 мПа·с.

Бобриковский горизонт

Залежь является пластовой сводовой, по пространственному размещению относится к классу водонапорных нефтяных с газовой шапкой. Гипсометрическое положение начального ВНК соответствует абсолютной отметке – 1543 м, а ГНК -1492 м. Этаж газоносности составляет 25 метров, нефтеносности – 51 м. Размеры залежи 10х7,5 км, ширина водонефтяной зоны колеблется от 300 м до 1,6 км.

Коллекторы имеют региональное распостранение, толщина их в пределах залежи изменяется от 3 до 47 метров, составляя в среднем 17,4 м. Зона повышенных эффективных толщин приурочена к западной части площади, пониженных - к северо-восточной.

Нефть бобриковского горизонта метаново-нафтенового типа, легкая, плотность в поверхностных условиях 815 кг/м³, малосернистая (0,2%), парафинистая (1,88%), невысокосмолистая (11,5%). Вязкость нефти в поверхностных условиях - 4,26 мПа·с. Плотность пластовой нефти - 647 кг/м³, давление насыщения – 17,3 МПа, газосодержание – 156 м³/т, коэффициент объемного расширения - 1,37, коэффициент сжимаемости - 0,00280 МПа, пластовая температура – 60 ºС. Вязкость нефти в пластовых условиях 0,62 мПа·с. Растворенный газ относится к жирным метановым. В составе газа присутствует углекислый газ, азот, сероводород. Газ газовой шапки по своему составу относится к углеводородным метановым. Сероводород отсутствует. В газе содержится стабильный конденсат.

Турнейский ярус

Продуктивная карбонатная толща турнейского яруса, к которой приурочена залежь кизеловского горизонта, находится в интервале глубин 1762 - 1835 м. Покрышкой является теригенно-карбонатная пачка малиновского надгоризонта толщиной 13 – 22 м

Залежь нефти и газа относится к массивному типу, к классу подстилаемых водой нефтяных залежей с газовой шапкой. ВНК представляет собой горизонтальную плоскость с абсолютной отметкой -1540 м, а ГНК -1522 м. Этаж нефтеносности равен 19 м, а газоносности 11,4 м. Размеры залежи 6,7×4,7 км. Для карбонатного коллектора кизеловского горизонта характерна неравномерная расчлененность. Средняя глубина залегания продуктивного горизонта – 1820 м.

Нефть в поверхностных условиях имеет плотность - 817 кг/м³,в пластовых условиях - 650 кг/м³, вязкость - 4,41/0,5 мПа·с (соответственно), коэффициент объемного расширения 1,39, газосодержание - 173 м³/т, давление насыщения - 17,6 МПа. Плотность природного газа по воздуху 0,6, растворенного в нефти - 0,837. Плотность воды в поверхностных условиях - 1150 кг/м³.

Нефть содержит серы-0,2%, парафина -2,16%.

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Схема и принцип работы установок УЭЦН

Установка УЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рисунке 2.1.



Рисунок 2.1 - Принципиальная схема УЭЦН

Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1, станцию управления 2, иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину, бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

Погружной центробежный насос (см.рисунок 2.2) конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, в свою очередь, из рабочих колес и направляющих аппаратов, размещаемых в корпусе насоса (трубе).



Рисунок 2.2 - Схема центробежного электронасоса

Принцип работы УЭЦН основан на сообщении определенной кинетической энергии от вращающегося на валу рабочего колеса (Рисунок 2.3), имеющего полые каналы, к потоку движущейся жидкости, которая в результате получения ускорения движется вверх вдоль стенок направляющего аппарата.



Рисунок 2.3 – Движение потока жидкости в ступени УЭЦН

Затем жидкость последовательно поступает в следующий направляющий аппарат и рабочие колесо, приобретая новую порцию кинетической энергии. Рабочая пара колесо – направляющий аппарат называется ступенью УЭЦН. Ступени расположены в секциях УЭЦН. Жидкость в секции попадает через приемную сетку газосепаратора. Таким образом, при подъеме жидкости происходит превращение кинетической энергии движения жидкости, в потенциальную энергию столба этой жидкости. После прохождения секций УЭЦН жидкость через обратный и спускной клапаны попадает в НКТ и движется по ней вверх, до устья скважины. Источником вращательного движения вала, на который насажены рабочие колеса, и все остальные вращающиеся элементы установки, является погружной асинхронный трехфазный электродвигатель. Управление асинхронным двигателем осуществляется при помощи находящейся на поверхности станции управления. Ток к двигателю подается через кабельную линию 4 с поверхности.

2.2 Принципы подбора оборудования УЭЦН и установление режима его работы

Подбор УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водогазонефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное ме­сто занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в за­висимости от окружающих условий.

Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упро­щениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы «пласт — скважина — насосная уста­новка».

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие по­ложения:

- Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводнен­ности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.

- Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допуще­ниях выглядит следующим образом:

- По геофизическим, гидродинамическим и термоди­намическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины — давление, температура, обводненность и газосо­держание пластового флюида.

- По законам раэтазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимае­мости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины — прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое — давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.

В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п. 3 настоящей методики.

Если же результат расчета оказывается нереальным (на­пример — глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п. 1 при измененных исходных данных — например — при уменьшении планируе­мого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.

Расчетная глубина подвески насоса проверяется на воз­можный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.

- По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому де­биту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется по­требный напор насоса.

- По планируемому дебиту и потребному напору выбира­ются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости — вязкость, плотность, газосодержание.

- По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам — подаче и напору. По пересчитанным характери­стикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токоведущий кабель и наземное оборудова­ние (трансформатор и станция управления).

- По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродви­гателя определяется температура основных элементов насосной установки — обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета темпера­тур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты.

Если расчетная температура оказывается выше, чем предель­но допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок (с измененными характеристи­ками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).

- После окончательного подбора УЭЦН по величинам по­дачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для рас­чета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жид­кость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зави­симостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безоста­новочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.

- После окончания подбора УЭЦН, установка при необхо­димости проверяется на возможность работы на пластовой жид­кости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионно стойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

Подбор УЭЦН может проводиться как "ручным" способом, так и с применением ЭВМ. На многих нефтяных предприятиях установлены компьютерные программы подбора скважинных насосных установок, использование которых позволяет точно подбирать оптимальные варианты скважинного оборудования по промысловым данным. При этом появляется возможность не только ускорить подбор, но и повысить его точность за счет отказа от многих упрощений, требующихся при ручном под­боре.

Вывод скважин на режим работы производится в соответствии с технологическим регламентом, действующим в НГДУ.

Перед выводом УЭЦН замеряют статический уровень жидкости.

Электромонтер 000 "ЭПУ-Сервис", согласно требований по номинальному напряжению и току устанавливает защиты, выбирает соответствующую отпайку на ТМПН и производит запуск УЭЦН в присутствии оператора по добыче скважин.

Засечь время запуска. Дождаться, контролируя время, появление подачи на устье. Если подача появилась позже максимального расчетного времени можно предположить:

- неверное вращение ПЭД,

- негерметичность НКТ,

- неисправность насоса.

Максимальное время появления подачи рассчитывается из условия, что уровень жидкости в НКТ может снизиться до статического уровня в скважине. Время работы насоса для заполнения трубного пространства НКТ определяется делением объема трубного пространства НКТ до статического уровня скважины на производительность насоса:

После запуска установки производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут.

Не допускать снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема насоса!

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамическогоуровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет)

После запуска установки через один час работы УЭЦН электромонтер 000 "ЭПУ-Сервис" отключает установку для охлаждения электродвигателя на время, указанное в регламенте на проведение работ.

- Произвести замер КВУ (кривая восстановления давления). Замер восстановления уровня производить через каждые 15 минут рис.3.2

- Определить по результату KBУ приток из пласта. Приток из пласта будет равен объему межтрубного пространства между замеренным динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный период времени.

Если уровень остается на прежнем месте, то приток из пласта отсутствует и, следовательно, отсутствует охлаждение электродвигателя насоса. Через каждый час работы следует останавливать установку для охлаждения.

После охлаждения ПЭД производит запуск УЭЦН в работу. Через 1-2 часа работы УЭЦН устанавливают защиты с учетом показаний приборов. Заносятся данные в эксплуатационный паспорт и паспорт СУ после чего пломбируют СУ и передается эксплуатационный паспорт УЭЦН оператору по добыче скважин.

2.3 Охрана труда и противопожарные мероприятия с применением установок погружных центробежных электронасосов

Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, Правилами технической эксплуатации электроустановок, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил.

- Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.

- Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.

- Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.

- Установка включается и выключается нажатием на кнопки "Пуск" и "Стоп" или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию I группы и прошедшим специальный инструктаж.

- Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станции управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке "рубильник-предохранитель", со снятыми предохранителями двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже III группы.

- Кабель от станций управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

- Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

- Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000В.

- Менять блок "рубильник-предохранитель" и ремонтировать его непосредственно на станции управления можно только при отключении напряжения сети 380В от станции управления (отключение осуществляется персоналом квалификации не ниже III группы на трансформаторной подстанции 6/0,4 кВ).

- При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.

- Устье скважины оборудуется в соответствии с требованиями. Проходное отверстие для силового кабеля должно иметь герметичное уплотнение.

- Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о -давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.

- Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.

- При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

- Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с.

- Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

- При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости.

- Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

- Устье скважины, эксплуатирующейся насосами, должно быть оборудовано сальниковым устройством.

- Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

- Погружной агрегат на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов.

- При спуске и подъеме погружного агрегата на устьевом фланце

скважины следует устанавливать приспособление, предохраняющее кабель от повреждения.