егор. Введение Геологическая часть

• Название: Введение Геологическая часть
• Дата: 11.07.2022
• Размер: 5.59 Mb.
• Имя файла: егор.doc
• Тип: Реферат; #628498
• страница: 7 из 11

2.2 Используемое оборудование

УЭЦН (рис. 3) – установка электроцентробежного насоса, в английском варианте - ESP (electricsubmersiblepump). По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

В общем и целом, УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).

Основные узлы УЭЦН:

ЭЦН (электроцентробежный насос)– ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес, собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН – это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3/сут жидкости с напором 1200 метров.

ПЭД (погружной электродвигатель)– второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.

Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до

глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).

Дополнительное оборудование:

Газосепаратор– используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.

ТМС–термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН.

Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается, последовательно снизу-вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.

Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

¾ Простота наземного оборудования;

¾ Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м3/сут;

¾ Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;

¾ Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;

¾ Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;

¾ Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.




Рис 3 Основные узлы ЭЦН

2.3 Анализ добычных возможностей

2.3.1 Определение коэффициента продуктивности

_{   }

где Q_ф - фактический дебит скважины, м³/сут

P_пл - пластовое давление, МПа

P_заб - забойное давление, МПа
<sub> 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 </sub>

2.3.2Определение оптимально допустимого забойного давления

_{ }, МПа

где Р_насыщ - давление насыщения, МПа
_{ } МПа

2.3.3 Определение максимально допустимого дебита скважин

_{ }, м³/сут

где _{ } - коэффициент продуктивности, м³/сут_*МПа

Р_пл - пластовое давление, МПа

Р_{заб. доп} - допустимое забойное давление, МПа
<sub> 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 </sub>

2.3.4 Определение разницы между максимально допустимым и фактическим дебитами

_{ },

где Q_оптим - оптимальный дебит, м³/сут

Q_факт- фактический дебит, м³/сут
<sub> 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 </sub>

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.3.5.

2.3.5 Сводная таблица расчетных данных

№ скв.	 , м3/сут	Qоптим , м3/сут		nводы, %	 , м3/сут
42	19			32,7
156	25,3			3
504	23,4			34
505	26,7			43,5
515	25,7			5,3
521	28,4			26
550	21,1			28
554	26,4			31
555	28,5			9
563	16,6			27,8
579	14,5			25,4
606	17,7			48
620	7,51	33,1	21,8	11,2	3

2.4 Анализ технологических режимов работы

2.4.1 Определение газового фактора на приеме насоса

_{ } ,

где _{ } - содержание воды в продуктах, д. ед.

_{ } - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³
<sub> 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 </sub>

2.4.2 Определение приведенного пластового давления

Приведенное давление определяем по кривой разгазирования.

<sub> 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 </sub>

2.4.3 Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень

Оптимальная глубина погружения насоса определяется по формуле

_{ } , м

где Р_пр - приведенное давление, МПа

Р_зат - давление в затрубном пространстве при работающей скважине, МПа

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³

g - ускорение свободного падения, м/с²
Рассчитываем плотность жидкости для каждой скважины по формуле

где ρ_н - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³

n_в – количество воды в продукции в долях единиц
<sub> 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 </sub>
Определение H<sub>опт
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 </sub>

2.4.4 Определение фактической глубины погружения насоса под динамический уровень

_{ }, м,

где L - глубина спуска насоса, м

_{ } - динамический уровень, м
_{ }м

_{ } м

_{ } м

_{ } м

_{ }м

_{ } м

_{ } м

_{ } м

_{ } м

_{ } м

_{ } м

_{ } м

2.4.5 Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень

_{ }, м,

где _{ } - оптимальное погружение насоса под динамический уровень, м

_{ } - фактическое погружение насоса под динамический уровень, м

2.4.6 Определение коэффициента подачи насоса

_{ } ,

где _{ } - фактический дебит скважины, <sub> 

 </sub> - теоретический дебит скважины, <sub> 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 </sub>

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.4.7

2.4.7 Сводная таблица расчетных данных

№ скв	kпрод	Qфакт, м3/сут	Qопт, м3/сут	 , м3/сут	Gг, м3/м3	Нопт, м	Нфакт , м	  , м		nводы, %
42	4,618	25,4	20,296	-5,104	0,3	587,62	1194	-606,4	1,016	32,7
156	3,145	17,3	13,5	-3,8	0,21	825,18	613	212,18	0,692	3
504	2,19	24,1	9,62	-14,48	0,31	545,62	415	130,62	0,964	34
505	2,918	28,6	14,283	-14,31	0,36	507,35	1101	-593,6	1,144	43,5
515	0,85	9,7	3,31	-6,39	0,216	859,67	310	549,67	0,822	5,3
521	0,215	2,2	0,837	-1,363	0,27	744,85	247	497,85	0,407	26
550	1,343	16	5,633	-10,33	0,284	662,94	1442	-779	0,457	28
554	3,521	32,4	15,474	-16,92	0,296	643,6	1249	-605,4	0,81	31
555	1,552	18,3	6,51	-11,79	0,22	698,38	1354	-655,6	0,732	9
563	2,937	33,9	13,201	-20,7	0,283	657,7	1374	-716,3	0,968	27,8
579	2,478	29	12,129	-16,87	0,274	672,96	1323	-650	0,828	25,4
606	2,245	27,6	12,14	-15,46	0,393	447,38	1420	-972,6	0,92	48

2.5 Выбор оборудования

2.5.1 Определение депрессии

где _{ }оптимальный дебит, м³/сут;


_{ }

2.5.2 Определение числа Рейнольдса

где Q – теоретический дебит, м³/сут;



_{ }условный диаметр труб, м

2.5.3 Определение относительной гладкости труб

где d – условный диаметр труб, мм;

_{ } - шероховатость стенок труб, мм (_{ }

2.5.4 Определение коэффициента гидравлического сопротивления по графику

2.5.5 Определяем потери напора на трение и местные сопротивления

где L – глубина спуска насоса, м;

_{ }глубина погружения насоса под динамический уровень, м

_{ } – коэффициент гидравлического сопротивления;

_{ }– условный диаметр труб, мм

_{ }– теоретический дебит, м³/сут.

2.5.6 Определение напора насоса

где _{ };



_{ }напора за счёт трения и местных сопротивлений при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора;

_{ }разность геофизических отметок устья скважины и сепаратора (2,5м);

_{ }избыточный напор в сепараторе (0,1Мпа или 10 м ст. жидкости)

2.5.7 Сводная таблица расчетных данных

№ скв.	 , м				 , м	 , м
521	498		132	0,045

2.6 Выводы и рекомендации

В данном дипломном проекте проведен анализ добывных возможностей 12 скважин на Сибирском месторождений по Башкирско-Серпуховскому пласту.

В данной работе проанализированы следующие параметры: коэффициент продуктивности (k_прод), фактический дебит (Qф), оптимальный дебит (Qопт) и рассчитана разница между ними (∆Q). ∆Q, рассчитанный по 12 скважинам, говорит о нарушении технологических режимах работы. Также был рассчитан параметр погружения насоса под уровень жидкости. Рассчитали фактическое погружение и оптимально допустимое. В 12 скважинах сделано все согласно расчетам. Во всех скважинах насосы недоспущены, в результате чего возможно выделение механических примесей из продуктивного пласта.

Главный показатель работы насоса - это коэффициент подачи (ɳ). На месторождении 2 скважины имеют коэффициент больше 1, значит в этих скважинах необходимо произвести ревизию оборудования, возможно, что оно неправильно подобрано и необходимо поставить более мощные насосы, но, учитывая процентное содержание воды, иногда нецелесообразно ставить более мощные насосы, чтобы не обводнить скважины. В скважине № 521 коэффициент подачи менее 0,5, поэтому рекомендую в обязательном порядке произвести исследование работы оборудования потому, что возможны утечки либо в клапанах, либо в НКТ