Нефть и газ это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической

• Название: Нефть и газ это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической
• Дата: 24.12.2018
• Размер: 1.08 Mb.
• Имя файла: Panov_E_S.docx
• Тип: Реферат; #61712
• страница: 3 из 3

3.2 Скважинное оборудование

Фонтанная арматура добывающих скважин предназначена для обеспечения герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами, подвески глубинного оборудования, направления движения газожидкостной смеси и других технологических операций.
Оборудование устья нагнетательной скважины изготавливают в коррозионностойком исполнении, исключающем проникновение сточных вод в вышележащие водоносные горизонты. Для нагнетания воды в пласт применяется скважинная арматура типа 1АНЛ-60-200 (рисунок 4.2), с проходным сечением елки 60 мм, рассчитанная на рабочее давление 20 МПа.

При закачке в пласт сточных вод подводящий водовод от КНС подключается к тройнику, а через отросток крестовины в кольцевое пространство закачивается нейтральная жидкость (рисунок 1.1).


Рисунок 1.1 – Скважинная арматура фланцевого типа 1АНЛ-60-200: 1 – буфер; 2 – крестовик; 3 – катушка; 4 – тройник; 5 – задвижка; 6 – вентиль; 7 – манометр; 8 – насосно-компрессорные трубы

Для подъема продукции на поверхность при механизированном способе эксплуатации скважин используются штанговые глубинные насосы (ШГН) и УЭЦН.

Подъем продукции на дневную поверхность из действующих скважин осуществляется погружными УЭЦН следующих типоразмеров отечественного производства (преимущественно завода “АЛНАС”): ЭЦН25, ЭЦН30 ЭЦН45, ЭЦН50, ЭЦН60, ЭЦН80, ЭЦН125, ЭЦН160, ВНН-124, ВНН-159, а также установки Тандем ЭЦН 25+35; а также производства фирмы «REDA»: DN-475, DN-440, DN-675, DN-1000; и штанговыми глубинными насосами (ШГН) типоразмеров НГН32, НГН44. Из общего количества центробежных насосов наиболее широко распространены следующие типоразмеры насосов: ЭЦН50-1968 (34,1%), ЭЦН80-1800 (10%), DN-440 (8%) и DN-675 (5%). Эти установки добывают около 80% от общего объема добычи. Глубины спуска установок ЭЦН составляют 1810-2740 м, динамические уровни опускаются до отметок 1700-2450 м.

Производительность насосов находится в пределах 12-146 м³/сут, с коэффициентом подачи 0,2-0,5. Для установок ШГН глубины спуска составляют 900-2100 м, динамические уровни опускаются до отметок 30- 1580 м, производительность насосов находится в пределах 2-21 м³/сут, с коэффициентом подачи 0,1-1. Скважинные насосы компонуются НКТ диаметром 60 или 73 мм, также применяется 2-х ступенчатая колонна. При замене насосов необходимо производить расчеты по подбору насосного оборудования, как УЭЦН, так и ШГН. Для этой цели рекомендуется воспользоваться программными комплексами RosPump, разработка SubPump фирмы “REDA”. Подбор ШГН и компоновку лифта в скважине можно осуществлять только по программе “Насос”

3.3 Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда

Оптимизация технологических режимов работы скважин представляет собой процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда за счет увеличения точности и оперативности выбора оптимальных технологических параметров и режимов работы, и надежности их поддержания.

Оптимизацию технологических режимов работы можно проводить по нескольким группам скважин.

К таким относятся скважины, которые работают в режиме автоматического повторного включения (АПВ). При данном режиме работы при постоянных запусках и остановках УЭЦН происходит износ обмотки погружного электродвигателя и кабеля, из-за чего может произойти отказ установки по причине R-0 (остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-погружной электродвигатель (ПЭД)» до 0,2 кОм и ниже).

Оптимизацию режима фонда скважин АПВ очень сложно произвести. Это можно сделать путем установки штуцера, что не всегда может помочь, и установкой частотно-регулируемого привода (ЧРП), но их на самом деле мало и устанавливать разрешается только на высокодебитные скважины. Работа УЭЦН в режиме АПВ с использованием ЧРП строго запрещена. В этих случаях УЭЦН работает на пониженной частоте, но в постоянном режиме, либо частотный преобразователь с этой скважины снимают и ставят на другую.

Оптимизацию режима можно произвести и во время ремонта, то есть вместо высокодебитного оборудования, которое работало в режиме АПВ, можно спустить в скважину менее производительный ЭЦН (например, вместо ЭЦН 125 или 80 спускается ЭЦН 50 или 60).

Также можно проводить оптимизацию режима эксплуатации скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем. Смысл заключается в том, что по тем скважинам, по которым есть возможность, увеличивают частоту с промышленной (50 Гц) на несколько герц выше для увеличения дебита.

Заключение

Оптимизация ражимов работы фонтанных скважин представляет собой процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда за счет увеличения точности и оперативности выбора оптимальных технологических параметров и режимов работы, и надежности их поддержания.

Оптимизация режимов работы скважин представляет собой достаточно трудоемкий процесс, так как данный процесс проводят по нескольким группам скважин, для каждой из которых необходима определенная методика для выбора режима эксплуатации и учитывается большое количество ограничений.

Рассмотренные в квалификационной работе программы позволяют достаточно точно оценить потенциал скважины, выбрать подходящий метод оптимизации и четко отслеживать режим работы скважины (ЦДС-Менеджер, ТМ, РН-Добыча, Rosneft-Wellview).

Рассмотренные в квалификационной работе методы оптимизации технологических режимов работы скважин показали, что они позволяют повысить эффективность эксплуатации механизированного фонда скважин, существенно сократить их отказ, за счет чего увеличивается МРП и СНО.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ И ИСТОЧНИКОВ

1. Янин А.И.Комплексная технологическая схема разработки Приразломного месторождения. СибНИИНП, Тюмень 1990г, Том 1.

2. Анализ разработки Приразломного месторождения. Отчет ООО «ЮганскНИПИнефть», 2002 г.

3. Технологический Регламент №П4-03С-011Р-001Т-001ЮЛ-09 “Защита УЭЦН от механических примесей”. – Версия 1.0, Нефтеюганск, 2006 г.

4. Технологический Регламент №П1-01С-008М-002ЮЛ-99 “Работа с периодическим фондом УЭЦН”. - Версия 1.0, Нефтеюганск, 2006 г.

5. Технологический Регламент №П1-01СЦ-008М-003ЮЛ-99 “Подбор скважин для увеличения частоты”.

6. Технологический Регламент №П1-01С-030ЮЛ-099 “Организация работ по борьбе с солеотложениями в нефтепромысловом оборудовании”. – Версия 1.01, Нефтеюганск, 2008 г.

7. К.Р. Уразаков Техническое описание компьютерной программы подбора погружного оборудования, Уфа, 2006 г.

8. РД39-0148070-003/7-95. Регламент “Охрана окружающей среды при строительстве скважин на месторождениях ООО “РН-Юганскнефтегаз””.