Трошин (1). Нефтяной институт

• Название: Нефтяной институт
• Дата: 16.03.2022
• Размер: 1.03 Mb.
• Имя файла: Трошин (1).docx
• Тип: Курсовой проект; #399897
• страница: 1 из 3

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Югорский государственный университет» (ЮГУ)

НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

(ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(НефтИн (филиал) ФГБОУ ВО «ЮГУ»)


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по междисциплинарному курсу МДК. 01.02

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ СКВАЖИН САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН
НефтИн З. 21.02.01 з3РЭу83 00 ПЗ.

Разработал	Трошин А.С.
Руководитель	Хаирова Д.Д.

Нижневартовск 2022 г.

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы: современный этап эксплуатации нефтегазовых месторождений характеризуется существенным осложнением добычи нефти вследствие увеличения доли трудно извлекаемых запасов, роста фонда скважин с различными видами осложнений за счёт отложения парафинов. Данные обстоятельства требуют проведения теоретических и экспериментальных исследований, направленных на обоснование эффективных составов для предотвращения образования и накопления отложений с целью последующей выдачи научных рекомендаций по реализации процесса. На многих месторождениях эксплуатационный фонд подвержен интенсивным процессам формирования и накопления на скважинном оборудовании отложений, снижающих продуктивность добывающих скважин и, как следствие, их межремонтный период (МРП). Отложения формируются также в системе сбора продукции скважин, затрудняя её транспортировку, требуя периодической очистки внутренней поверхности труб. Поиск эффективных ингибирующих добавок к нефти должен осуществляться с учётом геолого-физических особенностей объекта разработки, компонентного состава отложений и реологических свойств нефти, а также закономерностей формирования и накопления парафинов, позволяющих обоснованно подойти к вопросам предотвращения негативного влияния при добыче нефти.

Объект исследования: скважины Самотлорского месторождения, оборудованные УЭЦН.

Предмет исследования: мероприятия по повышению эффективности работы скважин Самотлорского месторождения, оборудованных УЭЦН.

Цель проекта – анализ геолого-технических мероприятий с целью повышения добычи нефти и эффективности работы фонда скважин.

Задачи:

1. Изучить назначение и состав УЭЦН.

2. Изучить условия эксплуатации погружных электроцентробежных насосов.

3. Проанализировать эффективности работы скважин Самотлорского месторождения.

4. Произвести расчет оборудования для скважины с УЭЦН.

5. Рассмотреть вопросы охраны труда и окружающей среды при добыче нефти.

ГЛАВА 1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ добычи нефти и газа
1.1 Назначение и состав УЭЦН
УЭЦН (Установка ЭЦН, Установка электроприводного центробежного насоса) УЭЦН относится к погружным бесштанговым насосным установкам.



Рисунок 1.1. – Схема установки ЭЦН
В составе каждой УЭЦН есть следующие узлы:

ЭЦН (электроцентробежный насос) – главный узел. Насос делает основную работу – подъем жидкости. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней – тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень – тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени). Чем больше дебит и напор – тем больше он потребляет энергии. Все взаимосвязано. Насосы кроме дебита и напора отличаются еще габаритом и исполнением – стандартные, износостойкие, коррозионостойкие, износо-коррозионостойкие.

ПЭД (погружной электродвигатель) - второй главный узел – крутит насос. Это обычный (в электрическом плане) асинхронный электродвигатель – только он тонкий и длинный. У двигателя два главных параметра – мощность и габарит. Есть разные исполнения стандартный, теплостойкий, коррозионостойкий, особо теплостойкий. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, смазывает, охлаждает двигатель, и компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.

Протектор (гидрозащита) – стоит между насосом и двигателем. Он делит полость двигателя, заполненную маслом, от полости насоса, заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение. Кроме этого, он уравнивает давление внутри двигателя и снаружи.

Кабель. Бывает разных сечений (диаметров жил), отличается броней (обычная оцинкованная или из нержавейки) и температурной стойкостью. Есть кабель на 90, 120, 150, 200 и даже 230 градусов.

Дополнительные устройства:

Газосепаратор (диспергатор) - он отделяет жидкость от свободного газа на входе в насос. Часто количества свободного газа на входе в насос вполне достаточно, чтобы насос не работал – тогда ставят какое либо газостабилизирующее устройство. Если нет необходимости ставить газосепаратор – ставят входной модуль.

ТМС – термоманометрическая система, телеметрия.

Защитные устройства:

Обратный клапан – чтобы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен. Для слива жидкости перед подъемом ставят сливной клапан (сливная муфта). Обратный и сливной клапан исполнены в виде переводников и устанавливаются в колонне НКТ над УЭЦН.

Скважинные центробежные насосы являются многоступенчатыми машинами. Это обусловлено в первую очередь малыми значениями напора, создаваемым одной ступенью (рабочим колесом и направляющим аппаратом). В свою очередь небольшие значения напора одной ступени (от 3 до 6-7м водяного столба) определяются малыми величинами внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним диаметром обсадной колонны и размерами применяемого скважинного оборудования - кабеля, погружного двигателя и т.д.

Ступени размещаются в расточке цилиндрического корпуса каждой секции. В одной секции насоса может размещаться от 39 до 200 ступеней в зависимости от их монтажной высоты. Максимальное количество ступеней в насосах достигает 550 штук.



Рисунок 1.2. - Схема скважинного центробежного насоса

1 – штуцер выходной; 2 – сетка; 3 – корпус крыльчатки; 4 – винтовая крыльчатка; 5 – решетка водозабора; 6 – крышка масляного отсека; 7 – прокладка; 8 – отсек масляный; 9 – статор; 10 – гнездо подшипника; 11 – конденсатор; 12 – пилка сетевая; 13 – кабель питания; 14 – муфта; 15 – сальник; 16 – корпус; 17 – сальник пружинный; 18 – подшипник; 19 – ротор; 20 – подшипник; 21 – кольцо уплотнительное; 22 – нижняя крышка.

1.2 Условия эксплуатации погружных электроцентробежных насосов
Погружные электроцентробежные насосы выпускаются на производительность от 40 до 700 кубометров в сутки, с напором до 1700 м. Наземное оборудование установки состоит из устьевой арматуры, автотрансформатора и станции управления. Многосекционный центробежный насос имеет от 80 до 400 секций.

Вместе с маслонаполненным двигателем и гидрозащитой, насос опускается в скважину. Монтаж и проверка погружного электронасоса ведется непосредственно перед спуском, прямо на устье скважины. Питание к электродвигателю подается по бронированному герметичному кабелю. В сборе длина подземной части установки достигает 30 метров и более.

Через приемный фильтр пластовая жидкость поступает на вход первого рабочего колеса. Накапливая энергию, поток проходит все ступени насоса, выбрасывается в полость насосно-компрессорных труб и через устьевую арматуру - в нефтепровод. Частые остановки и пуски погружного насоса - нежелательны.

Глубина скважин, эксплуатируемых центробежными насосами, обычно находится в диапазоне от 1500 до 1800 м. Погружные агрегаты спускаются на глубину от 800 до 1600 м. Динамические уровни в скважинах распо­лагаются в основном в пределах от 400 до 1200 м.

Газовый фактор в среднем около 30 - 70 м³/т. Давление насы­щения варьируется от 8,2 до 15 МПа. Температура жидкости у пласта от 25 до 40° С. Нефти сернистые (0,8 - 3,05%), парафинистые (до 8%) с плотностью 0,85 -0,90. Парафин откладывается в подъемных трубах в интервале от глубины 800 - 600 м до устья. Обычно у места начала отложения парафина давление снижается до 2,5 – 2,6 МПа, а тем­пература уменьшается до 17 - 25° С.

Вязкость нефти в пластовых условиях равна 2 – 4 спз. Однако при рассмотрении условий работы погружных центробежных насосов нельзя ориентироваться на вязкость нефти, так как установки часто применяются при отборе обводненной нефти. Небольшое обвод­нение жидкости (15 - 25%) приводит к заметному увеличению вязкости, а обводненность в пределах 30-75% резко увеличивает вязкость откачиваемой жидкости и ухудшает характеристику по­гружного центробежного насоса [3] .

Вторая группа месторождений имеет следующие особенности по сравнению с первой группой: более высокая вязкость нефти и худшая проницаемость пород . Вязкость нефти в пластовых условиях равна 17-34 спз. Обводненность в среднем по всем площадям месторождения 35-45%, газовый фактор в среднем 15-18 м³/т.

У третьей группы месторождений также как и у первой, фактический отбор жидкости и напор во многих случаях меньше номинальных параметров насоса. Большинство скважин дают жидкость имеющую обводненность около 90%. Дебит скважин около 40м³/сут[4].

Вязкость снижает характеристику насоса, но как показали промысловые исследования, влияние свободного газа может частично компенсировать вредное влияние вязкости.

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м³ /сут; по напорам 740-1800 м (для отечественных насосов).

Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вяз­кость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Установки погружных насосов спускаются в скважину на НКТ следующих диаметров: 60 мм при дебите жидкости Q_ж до 150 м³/сут, 73 мм при 150 < Q_ж < 300 м³/сут, 89 мм при Q_ж> 300 м³/сут. Расчетные характеристики УЭЦН приводятся для воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с по­мощью коррелирующих коэффициентов.

Типичная расчетная характеристика УЭЦН приведена на рисунке 1.3 [2].



Рисунок 1.3 – Расчетная характеристика погружного центробежного насоса N – мощность насоса, кВт; Н – напор, м; Н_MAX – максимальный напор,м ;

H_ОПТ – оптимальный напор,м; Q – подача, м³/сут; Q_ОПТ – оптимальная подача, м³/сут; Q_MAX – максимальная подача, м³/сут.
1.3 Причины осложнений в скважине
Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся в призабойной зоне пласта добывающих скважин, на стенках эксплуатационной колонны и лифтовых труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. Процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующееся в условиях обводнения добываемой продукции;

Выпадение химического вещества в осадок из раствора происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную. Выпадение осадка может происходить:

• 
  при смешивании вод различного состава несовместимых друг с другом;
  
• 
  при перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий в скважине либо насосе;
  
• 
  при испарении воды и т.д.;
  

Смешивание несовместимых вод, приводящее к солеобразованию, происходит при выводе скважины на режим из глушения, при реализации различных способов заводнения месторождения, при смешивании на забое скважины вод различных нефтяных пропластков несовместимых друг с другом и т.д.

При выводе скважины после глушения, поступающая из пласта попутно-добываемая вода смешивается с раствором глушения. В процессе смешивания раствора глушения на основе хлористого кальция с пластовой водой гидрокарбонатно-натриевого типа возможно образование перенасыщенного карбонатом кальция водного раствора из-за увеличения содержания в смеси ионов кальция и снижения содержания растворенного в пластовой воде СО₂, что приводит к выпадению избыточного количества карбоната в стволе скважины и насосном оборудовании. Солеобразование карбоната кальция протекает и при глушении скважин раствором хлористого натрия.

В этом случае выпадение карбоната обусловлено только снижением содержания растворенного СО₂ при смешивании насыщенной либо близкой к насыщению пластовой воды и раствора глушения. Из-за разной проницаемости пропластков нефтяного пласта в стволе скважины происходит смешивание попутно-добываемых вод с различным содержанием солеобразующих ионов и растворенного СО₂, что зачастую приводит к образованию пересыщенных в отношении карбоната кальция водных растворов и выпадению карбонатных осадков в стволе скважины. Этот фактор может оказывать решающее влияние на солеотложение при прорыве нагнетаемых вод в призабойную зону скважины;

Подъем по скважине добываемой продукции сопровождается снижением температуры и давления. При снижении давления происходит нарушение сложившегося в пластовых условиях равновесного водного состава. Устанавливается новое соотношение растворенного диоксида углерода между водной и нефтяной фазами. Снижение содержания диоксида углерода в воде приводит к выпадению карбоната кальция из насыщенных солеобразующими ионами сред:

Ca(HCO3)₂ = CaCO₃ + H₂O + CO₂ 

Процесс интенсифицируется при снижении давления ниже давления насыщения нефти. Из нефти выделяются газообразные компоненты, что приводит к снижению содержания углекислоты в нефти и водной фазе и, как следствие, к выпадению новых порций карбоната кальция. В результате происходит отложение солей в эксплуатационной колонне, на поверхности насосного оборудования, рабочих колес электроцентробежных насосов (ЭЦН) и т.д;

Существенным фактором, оказывающим влияние на солеотложение в низкообводненных скважинах, является частичное испарение воды в газовую фазу в процессе разгазирования скважинной продукции. В процессе испарения воды происходит общее понижение растворимости солей. В осадок могут перейти растворимые в обычных условиях соли – хлориды щелочных и щелочноземельных металлов;

интенсивное отложение карбоната кальция на рабочих колесах ЭЦН происходит из-за повышения температуры потока добываемой продукции, вызванного теплоотдачей работающего погружного электродвигателя. С ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция, что интенсифицирует солеотложение карбонатных осадков на колесах ЭЦН.