Трошин (1). Нефтяной институт
 Скачать 1.03 Mb.
|
Эксплуатация скважин с повышенным содержанием КВЧПричины появления механических примесейМеханические примеси можно разделить на две категории по времени выноса, это искусственные (материалы, использованные при ГРП) - вынос продолжается примерно около 2-х недель с массовым содержанием от 1000 мг/л и выше и натуральные - непосредственно разрушенная порода пласта (от 500 мг/л) – вынос постепенно уменьшается и зависит от времени. Методы, используемые для борьбы с механическими примесями, соответственно различаются. Эксплуатация скважин с повышенным содержанием АСПОПричины появления АСПООдной из причин образования АСПО (асфальтосмолопарафиновые осадки) в процессе нефтедобычи является разгазирование добываемой нефтепромысловой продукции из-за снижения давления в стволе скважины ниже давления насыщения. Выделение газообразных легкокипящих алифатических углеводородов из нефтяной фазы приводит к снижению растворимости высокомолекулярных парафиновых углеводородов и их выпадению в лифтовых трубах и выкидных линиях. ВЫВОДЫ При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов. Центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на насосно-компрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности. При средних и больших отборах жидкости (100-500 м3/сут. и более) центробежные насосы - наиболее экономичный и наименее трудоемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости. ГЛАВА 2 АНАЛИЗ РАБОТЫ УЭЦН В УСЛОВИЯХ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2.1 Характеристика района работ Самотлорское нефтегазовое месторождение является уникальным, имеет овальную форму площадью примерно 3120 км  , географически расположено в Нижневартовском районе. Недалеко от него находятся другие месторождения: Аганское, Мало-Черногорское, Лор-Еганское, Мыхпайское.Отличительная особенность Самотлорского месторождения: крайняя заболоченность, многочисленность больших и малых озер. На территории месторождения расположены крупные озера: Самотлор, Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево и др. Суммарная площадь равна 130  (около 15% всей площади месторождения). Рисунок 2.1 - Обзорная карта-схема Самотлорского месторождения Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески и др. Район характеризуется в основном хвойными породами и тальниковыми кустарниками, растущие в основном на берегах рек, озёр и болот. Климат территории резко-континентальный с непродолжительным дождливым, прохладным летом и длинной суровой зимой с порывистыми ветрами, метелями и устойчивым снежным покровом. В настоящее время оператором Самотлорского месторождения является Роснефть. Добыча нефти составляет на месторождении около 22 млн т/год. Разработку месторождения ведут Самотлорнефтегаз (экс -Нижневартовскнефтегаз) и РН-Нижневартовск. 2.2 Тектоника и стратиграфия Самотлорского месторождения В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры 3-го порядка.  Рисунок 2.2 - Разрез продуктивной части отложений Самотлорского месторождения: 1 – нефть; 2 – газ. На Самотлорском месторождении имеются семь нефтяных залежей и одна нефтегазовая. Кроме того, под озером Самотлор в породах сеноманского возраста расположена небольшая газовая залежь. Общая толщина платформенного чехла на месторождении превышает 2900 м. Разрез представлен осадочными, преимущественно терригенными образованиями от юрского до четвертичного возрастов. Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от -43 м на пойменных участках до -76 м в центральной части водораздела. Фундамент сложен глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами верхнего палеозоя. На месторождении коллекторы нефти и газа представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами. Полимиктовый состав и гидрофильность при высоком содержании глинистых материалов определяют значительную удельную поверхность и остаточную нефтенасыщенность коллекторов месторождения. Продуктивные горизонты месторождения представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Анализ промыслово-геофизических материалов позволяет установить следующие две основные формы распределения глины в продуктивных пластах Самотлорского месторождения – слоистую и рассеянную. 2.3 Свойства флюидов в пластовых и поверхностных условиях Самотлорского месторождения Характер изменения физических свойств флюидов на Самотлорском месторождении такой же, как и в залежах, которые не имеют доступа к поверхности и как правило окруженные со всех сторон краевыми водами. Как правило при уменьшении пластового давления и температуры - уменьшается глубина залегания. Так как нефть недонасыщена газом, то и давления их насыщения много ниже пластового. При приближении к водонефтяному контакту снижается газовый фактор, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти, и наоборот при приближении к сводам залежи По составу, классификации ГКЗ (Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых) самотлорскую нефть можно приурочить к парафинистым, легким, сернистым, малосмолистым и смолистым. По данным однократного разгазирования газосодержание меняется от 75 м /т, плотность пластовой нефти от 730 кг/м до 774 кг/м, объемный коэффициент от 1,190 до 1,273, вязкость пластовой нефти от 1,14 мПа*с до 2,15 мПа*с. По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти варьирует от 831 кг/м до 849 кг/м, газосодержание от 59 м /т до 82,9 м /т, объемный коэффициент от 1,152 до 1,213. Молярная масса пластовой нефти изменяется от 180 кг/кмоль до 201 кг/кмоль. Нефти всех продуктивных объектов месторождения довольно близки по составу: молярная доля метана в них варьирует от 27 до 34% при характерном преобладании нормальных углеводородов над изомерами, содержание легких углеводородов состава С1-С5, растворенных в разгазированной нефти, изменяется от 7,8 до 12,7%. По своим физико-химическим свойствам и составу заметно отличаются разгазированные нефти горизонта АВ4-5, для них характерно преобладание изомеров над нормальными углеводородами, а содержание их легкой части значительно меньше и составляет 4,43%. В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти изменяется от 841 кг/м. Среднее содержание серы изменяется от 0,6% до 1,9%, парафина - от 1,9% до 3,8%, смол селикагелевых - от 3,4% до 6,4%. Выход фракций до +300 С - от 42,8% до 55,6%. По всем этим показателям нефти Самотлорского месторождения являются типичными для нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Приобья. Шифр технологической классификации нефтей продуктивных объектов Самотлорского месторождения II.П2.Т1. Нефтяной газ стандартной сепарации жирный, метанового состава - среднее содержание СН4 изменяется от 62,78% до 86,90%, с низким содержанием азота (менее 4%) и углекислого газа (менее 1,5%), сероводород отсутствует. При последнем пересчете запасов углеводородов Самотлорского месторождения была принята за среднее содержание конденсата в свободном газе величина 126 л/тыс. м. 2.4 Характеристика оборудования УЭЦН на скважинах Самотлорского месторождения Настоящие технические условия распространяются на установки электроцентробежные насосные УЭЦН АКМ 5А с высокооборотным вентильным регулируемым электроприводом (далее - установки), предназначенные для автоматизированной механической добычи пластовой жидкости (смеси нефти, попутной воды и газа) из нефтяных скважин. УЭЦН АКМ 5А обеспечивает: автоматический вывод на режим, адаптацию установки к притоку пластовой жидкости и непрерывный мониторинг работы насоса; динамическую оптимизацию; согласование параметров работы системы «скважина - насосная установка» на всем периоде эксплуатации. Запрещается: - производить установками освоение скважин после бурения; - эксплуатировать установки вне рабочего диапазона насоса, границы которого при эксплуатации на воде плотностью 1000 кг/мз, приведены в ТУ на установку и агрегаты. Рекомендуется: - Производить подбор установок таким образом, чтобы эксплуатация установок УЭЦН АКМ начиналась в номинальной зоне напорно-расходной характеристики насоса, а затем происходила автоматическая оптимизация режима в соответствии с падающим потенциалом скважины.  Рисунок 2.3 – Схема установки УЭЦН АКМ 5 А 1 – станция управления СУ АВП; 2 – насос ВЭЦН 5; 3 – газосепаратор ГС 51Ш (ШК); 4 – гидрозащита ВГ 92-4(2); 5 – электродвигатель 1(2) ВЭД 45-117Н; 6 – кожух принудительного обтекания; 7 – погружной блок телеметрия; 8 – удлинитель УБ52(230) 10/10; 9 – клапан обратный опрессовочный; 10 – клапан сливной. Таблица 2.1 - Поперечные габариты погружной части установки
2.5 Характеристика добывающего фонда скважин и показателей эксплуатации Самотлорского месторождения На площади лицензионных участков Самотлорского месторождения числится 17344 скважины, в том числе 178 разведочных, использованных в качестве эксплуатационных. Еще 104 разведочные скважины были пробурены в границах лицензионной территории исключительно для разведки месторождения. В целом по месторождению в действующем добывающем фонде 6219 скважин, в бездействии 3493 скважины, в консервации – 2225, в освоении после бурения - 16 скважин. Закачка воды велась в 1727 скважины, 1013 нагнетательных скважин находились в бездействии, в консервации – 223 скважина, 43 – в освоении после бурения, в отработке на нефть – 1470 скважин. Отбор газа для нужд внутрискважинного газлифта осуществлялся из 4 скважин, работала 1 водозаборная и 57 поглощающих скважин. В категории контрольных и пьезометрических числилось 538 скважин, в том числе 459 скважин добывающего фонда и 79 – нагнетательного. За весь период разработки на месторождении ликвидированы 1770 скважин, в том числе 1042 добывающие, 686 нагнетательных, 15 газовых, 10 водозаборных и 17 поглощающих. По способам эксплуатации действующий добывающий фонд распределялся следующим образом: 25 скважин эксплуатируется фонтанным способом, 4101 скважина оборудована ЭЦН, 1461 скважина – ШГН, 128 скважин оборудованы другими видами глубинных насосов, в 504 скважинах используется газлифтный способ эксплуатации. На рисунке 2.5 показано распределение добывающего фонда скважин по объектам разработки за всю историю. Несмотря на более чем 35-летний период разработки месторождения, распределение скважин по эксплуатационным объектам в настоящее время практически совпадает с распределением за весь срок разработки. Имеющиеся некоторые отличия (увеличение доли скважин эксплуатационного объекта АВ11-2 и снижение – по объекту БВ10) связаны с концентрацией усилий предприятий по вовлечению в разработку запасов «рябчика» и с естественным сокращением фонда скважин залежей пласта БВ10, обусловленным его высокой выработкой (рис.2.4).  Рисунок 2.4 - Распределение добывающего фонда скважин, пребывавших на объектах Самотлорского месторождения за всю историю разработки Отображенная на рисунках динамика изменения эксплуатационного фонда и показателей работы скважин месторождения является характерной для нефтяных месторождений, находящихся на третьей стадии разработки. Максимальные значения средних дебитов нефти и жидкости на скважину были достигнуты в начальный период разработки и составляли 500-800 т/сут; такие дебиты получены в основном по объекту БВ8. В дальнейшем, по мере разбуривания других менее продуктивных эксплуатационных объектов, значения средних дебитов нефти и жидкости по месторождению постоянно уменьшались: в 1984г. дебит нефти снизился до 92 т/сут, жидкости – до 234 т/сут, а на дату анализа эти показатели составляли соответственно 11,8 т/сут и 147,5 т/сут. Накопленная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину, пребывавшую в эксплуатации, составляет в среднем 145 тыс.т. Доля фонда высокопроизводительных скважин с отбором нефти более 250 тыс.т невелика и составляет около 15% (2449 скважин). В их число входят 795 скважин, отобравших более 500 тыс.т, и 465 скважин, отобравшие более 1000 тыс.т. Высокопроизводительными скважинами отобрано более 70% всей добычи нефти - 1690 млн.т. На долю остальных 14040 скважин (85% фонда) приходится 29% накопленной добычи нефти, что эквивалентно в среднем 50 тыс.т накопленной добычи нефти на скважину. Их них около 4000 скважин (25% добывающего фонда) характеризуются средней накопленной добычей нефти менее 4 тыс.т/скв., однако не все из них можно отнести к низкопродуктивным, поскольку в их число входят и нагнетательные скважины, кратковременно находившиеся в отработке на нефть. За весь период разработки около 20% скважин, участвовавших в добыче нефти, являлись проектными нагнетательными. Cреди скважин, отрабатывавшихся на нефть, преобладают скважины с накопленными отборами нефти до 30 тыс.т/скв. (около 60%), а основная накопленная добыча нефти (85%), как и по всему добывающему фонду, обеспечена относительно небольшим числом скважин (23% фонда) с накопленными отборами 100 тыс.т/скв и более. По накопленной закачке воды 57% нагнетательных скважин равномерно распределяются в диапазоне до 2000 тыс.м3; в эти скважины закачано только 18% накопленного объема. Наибольшее количество нагнетательных скважин (28%) сосредоточено в диапазоне 2000-5000 тыс.м3, они обеспечили более 30% накопленной закачки воды. Скважины с накопленной закачкой более 5000 тыс.м3 (по отдельным скважинам до 22000 тыс.м3) составляют всего 16% нагнетательного фонда, а суммарная закачка в них превышает 50% накопленной закачки воды по месторождению. В среднем на одну нагнетательную скважину, участвовавшую в закачке за всю историю разработки месторождения, приходится 2758 тыс.м3 воды. На протяжении всей истории на Самотлорском месторождении отмечается закономерное увеличение неработающего и ликвидированного фонда скважин, как добывающих, так и нагнетательных. Общий фонд неработающих нефтяных скважин 7219 единиц, аналогичный фонд нагнетательных скважин – 2001 единица. Общий фонд ликвидированных нефтяных скважин – 1042 единицы, нагнетательных – 686 единиц; фонд специальных нефтяных скважин – 459 единиц, нагнетательных – 79 единиц. 2.6 Анализ эффективности работы скважин Самотлорского месторождения При эксплуатации скважин Самотлорского месторождения возникают множество осложнений, меняются параметры пласта, призабойной зоны, свойства отбираемой жидкости (содержание воды, количество попутного газа и т.д.), количество мехпримесей, и как следствие, отсюда идет недоотбор жидкости. Основной задачей в области восстановления и повышения эффективности использования действующего добывающего фонда скважин на Самотлорском месторождении стало воздействие на призабойную зону продуктивных пластов с целью интенсификации притоков. На Самотлорском месторождении для интенсификации притока нефти из скважин применяются несколько методов. Всего в период 2012-2018 гг. было проведено 2674 ОПЗ на 9 объектах разработки. Эффективность мероприятий за период 2007-2011гг составила 1830 тыс. т нефти, на одну скважино-операцию приходится 0,68 тыс.т. нефти. Прирост дебита нефти составил 3,9 т/сут при средней продолжительности эффекта 6 месяцев. В последний год существенно сократилось количество проводимых ОПЗ, что на фоне сокращения эффективности привело к сокращению дополнительной добычи нефти в 2 раза. За 2014-2018 гг. всего выполнено 3546 скв-опер., что на 18 % выше проектных уровней (2996 скв-опер.). Значительно превышен проектный объём по оптимизации (план 426/факт 999 скв-опер.) и РИР (план 284/факт 587 скв-опер.). Распределение доп. доб. нефти от ГТМ за 2014-2018 гг. Сопоставление проект/факт количества и удельной доп. добыче нефти по видам (рис. 2.5).  Рисунок 2.5 – Сопоставление проект/факт количества и удельной доп. добыче нефти по видам ГТМ Самый большой прирост суточного дебита нефти зафиксирован на объекте ЮВ1 – в среднем 5,4 т/сут. Низкий прирост дебита нефти отмечается по объекту БВ16-22. – 2,6 т/сут. Соответственно наибольшая доля дополнительной добычи приходится на объект АВ11-2 – 826,0 тыс.т. или 45 % от всей дополнительно добытой нефти. Среди объектов группы БВ наибольшая дополнительная добыча нефти приходится на объект БВ10 – 189 тыс.т или 10 %. По удельной дополнительной добыче нефти лидирует объект АВ6-8 (1,5 тыс. т на скважину) – однако на этом объекте провели всего три ОПЗ. Показатели работы скважин при проведении ОПЗ по объектам представлены в таблице. Максимальная дополнительная добыча нефти за счет проведения ОПЗ была отмечена в 2008 году (274,5 тыс.т). Минимальная дополнительная добыча, соответственно, была получена в 2011 году и составила 84,3 тыс. т нефти. Удельная дополнительная нефть по годам изменяется в пределах 0,57 тыс.т/скв. (2011 год) – 0,72 тыс.т/скв. (2008 год). Общий эффект по пласту в период 2007-2011 гг. составил 826,0 тыс.т нефти, что равно 45 % от суммарной добычи по всем объектам за анализируемый период. Основными причинами неуспешности являются – снижение дебита жидкости, обводнение и проведение ГТМ, показана (рис. 2.6).  Рисунок 2.6 – Распределение неуспешных ОПЗ по причинам окончания эффекта Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, актуальной задачей является поиск наиболее эффективной технологии повышения нефтеотдачи пласта. Ввиду имеющейся неоднородности пластов-коллекторов, эффективность одной технологии на определенном участке не всегда гарантирует ее эффективность на другом участке. С целью определения факторов, влияющих на успешность проведения ГТМ, рассматриваемого участка Самотлорского месторождения анализировались ранее проведенные мероприятия на пласт АВ1(1-2). Таким образом, на выбранном участке рассмотрено 405 ГТМ, проведенных на 243 скважинах из 299, работающих на пласт АВ1(1-2). Распределение по видам ГТМ представлено на (рис. 2.7) [10].  Рисунок 2.7 – Распределение проведенных ГТМ по видам на участке 2.7 Расчёт оборудования для скважины с УЭЦН Определение напора насоса. Для расчета напора насоса принимаем следующие параметры: - плотность отсепарированной нефти н =820 кг/м3; - плотность попутной воды в =1000 кг/м3; - плотность попутного газа г =2,3 кг/м3; - газовый фактор скважины G = 15 м3/м3; - водосодержание В = 70%; - норма отбора жидкости из скважины Q = 140 м3/сут.; - температура пласта t = 30o С; - глубина скважины L = 2000 м; - статический уровень hст = 300 м; - коэффициент продуктивности скважины К = 5 м3/сут.∙атм; - давление на буфере Рбуф = 1,2 МПа. Установка центробежных электронасосов должна обладать наиболее выгодным сочетанием параметров насоса и электродвигателя для данного типоразмера обсадной колонны. Напор насоса Н, м: Н = Нд + Нбуф + Нс − Нг , (2.1)
НД = hст + ∆h, (2.2)
∆h =  (2.3)∆h =  = 280 м;НД = 300 + 280 = 580 м;
Нбуф =  , (2.4)
 , (2.5)
 =659,6 кг/м3;Нбуф =  м;
Нс =  , (2.6)
Нн = Нд + 50 Нн = 1380 + 50 = 1430 м; Нс =  =69,3 м;
Нг =  (2.7)Нг =  = 3,05 м;Н = 1430 + 185,4 + 69,3 − 3,05 ≈ 680 м. Выбор оборудования. По величинам Н и Q согласно ТУ 26-06-1486-87 принимаем за базовую модель погружной центробежный электронасос ЭЦНА5А-250-800. Для данного насоса предлагается электродвигатель ПЭД63-117 БВ5 мощностью 63 кВт. На длине НКТ выбираем круглый кабель КРБК 3×10 с сечением 10 мм2, на длине насоса выбираем плоский кабель КРБП 3×10 с сечением 10 мм2. [10] Определение диаметра насоса Параметры насоса рассчитываем по методике предложенной в [9] Диаметр насоса определяется его расположением в погружном агрегате относительно электродвигателя и кабеля. Диаметр насоса Dн, м Dy = 2 (Df - D’ | 2 - hrf, - S - S ), (2.8)
Dа = Dвн.о – δ, (2.9)
Dа = 0,146– 0,006 = 0,140 м, Dн = 2 (0,140 – 0,117 / 2 – 0,016 – 0,0015 – 0,0015) = 0,116 м. Для последующих расчетов окончательно принимаем следующие параметры: - наружный диаметр насоса Dн = 103 мм; - внутренний диаметр насоса Dвн = 88 мм; - наружный диаметр обсадной колонны Dн.о = 146 мм; - внутренний диаметр обсадной колонны Dвн.о = 130 мм; - наружный диаметр электродвигателя Dэ = 117 мм. Расчет геометрических размеров и параметров ступени насоса Определение геометрических размеров ступени насоса 2.8 Мероприятия по охране труда и окружающей среды при добыче нефти На каждый технологический процесс проектной организацией должен составляться, а нефтегазодобывающим предприятием утверждаться технологический регламент, который уточняется после пусконаладочных работ. Отказы, неполадки оборудования и систем, нарушения технологического регламента, другие инциденты регистрируются предприятием в соответствии с требованием Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Для проектируемых и реконструируемых объектов должна быть выполнена оценка теплового, ударного, токсичного, радиационного и другого воздействия на персонал и окружающую среду при эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На основании этой оценки определяется уровень автоматизации технологических процессов и технических средств зашиты, а также необходимые защитные зоны. Проект должен пройти независимую экспертизу в организациях, имеющих соответствующую лицензию. В проекте должна быть приведена сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими аналогами по уровню безопасности и надежности производства. Технологическое оборудование и трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации. На кусте скважин выкидные нефтегазопроводы, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины. Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться не реже одного раза в месяц Опасные моменты при эксплуатации производственных объектов нефтегазодобывающего производства связаны с возможностью воспламенения нефтяных паров и газов, их токсичностью, наличием аппаратов и трубопроводов, работающих под давлением, а также с применением разнообразных механизмов (насосы, компрессоры и пр.) и электроаппаратуры. Для устранения этих опасных моментов и обеспечения безопасного ведения работ на производственной территории необходимо соблюдать требования «Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности». Территории производственных объектов добычи нефти и газа, установок подготовки нефти, а также производственные помещения, должны содержаться в чистоте и порядке. Разлитые нефть и нефтепродукты необходимо убирать, а загрязненную площадь - зачищать, засыпать сухим песком или грунтом. Каждый производственный объект должен иметь комплект первичных средств пожаротушения: ящики с песком, лопаты, огнетушители и т. п., количество и перечень которых устанавливаются местными нормами. Первичные средства пожаротушения размещаются в легко доступных местах. При этом, как правило, максимально используют штатные места крепления. Огнетушители, установленные на открытом воздухе, защищают от солнечных лучей, осадков. ВЫВОДЫ За анализируемый период на Самотлорском месторождении проведено основными видами ОПЗ являются ГКО (360 скв.-операций) и ОПЗ комплексными кислотными составами (640 скв.-опер.). В 30 % скважин после проведения ОПЗ производилось освоение скважин с помощью струйного насоса с целью удаления продуктов реакции кислотного состава и предотвращения загрязнения ПЗП жидкостями глушения. В целом эффективность комплексных обработок с кислотными составами выше, чем от ГКО. С целью увеличения эффективности ОПЗ рекомендуется удалять продукты реакции из ПЗП скважин струйным насосом. Заключение Для отбора из скважин больших количеств жидкости используют лопастной насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название электропогружные электронасосы. Скважинные центробежные насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД (до 0,35), позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом. Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется высокой обводненностью продукции, содержанием в ее составе значительных количеств механических примесей, образованием в стволе различных органических и неорганических отложений, интенсификацией процессов коррозии оборудования и т.д. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений, когда форсированные режимы работы скважин являются одним из решающих факторов увеличения объемов добычи нефти, применение высокопроизводительных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) особенно оправдано, однако при этом эксплуатация этих установок происходит с большим количеством осложнений. Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много - начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в пласте и стволе скважины. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальными разработки по улучшению технологических показателей работы насоса и всей установки в целом. Список ЛИТЕРАТУРЫ Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 2006. - 88 с. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 2006.- 240 с. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2011. - 544 с.: ил. Люшин С.В., Репин Н.Н. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафинов в трубах // Сб. борьба с отложениями парафина. - М.: Недра, 2005. - 340 с. Нагимов Н.М., Ишкаев Р.К., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов // Нефть России. Техника и технология добычи нефти. - 2012. - N 2 - с. 68-70. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2010. - 653 с.: ил. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, 2010. - 192 с. Тронов В.П., Гуськов А.И., Мельников Г.М. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки// Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: Тезисы докладов Международной Научно-технической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - с. 106-108. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Никитин Р.В. и др. Результаты применения магнитной обработки на скважинах, имеющих осложнения по АСПО и эмульсии // Проблемы нефти и газа: Тезисы докладов. III конгресс нефтегазопромышленников, Секция Н. - Уфа. - 2011, - с. 121-122. Филимонов С. О., Сорокин А. А., Гайбулатов М. М., Жумаев П. Я. Физико-химические методы интенсификации по основным объектам Самотлорского месторождения // Наука, образование, инновации: актуальные вызовы XXI века : сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции 12 августа 2021г. : Белгород : ООО Агентство перспективных научных исследований (АПНИ), 2021. С. 40-44. URL: https://apni.ru/article/2711-fiziko-khimicheskie-metodi-intensifikatsii М  ИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИфедеральное 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»)
ЗАДАНИЕ для курсового проектирования по специальности 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений обучающемуся заочного отделения, 4 курса, группы з3РЭу83 ТРОШИНУ АЛЕКСАНДРУ СЕРГЕЕВИЧУ | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
