Применение износостойких электроцентробежных насосов

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКОЙ ЧАСТИ

Название

Формат

Количество

1. Сборочный чертёж модуль-секции ЭЦН

А1

1

2. Технологическая схема УЭЦН

А1

1

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

УЭЦН

-

Установка электроцентробежного насоса

ЭЦН

-

Электроцентробежный насос

ГТМ

-

Геолого-технические мероприятия

ПЭД

-

Погружной электрический двигатель

НКТ

-

Насосно-компрессорные трубы

КПД

-

Коэффициент полезного действия

ГДИ

-

Гидродинамические исследования

СУ

-

Станция управления

ОПЗ

-

Обработка призабойной зоны

ГРП

-

Гидравлический разрыв пласта

МРП

-

Межремонтный период работы

КПБК

-

Кабель полиэтиленовый бронированный круглый

АСПО

-

Асфальтосмолопарафиновые отложения

ПАВ

-

Поверхностно-активное вещество

КПБП

-

Кабель полиэтиленовый бронированный плоский

ЭПУ

-

Электропогружные установки

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность одна из важнейших отраслей народного хозяйства страны. От ее развития зависит многое, как благосостояние граждан, так и направления экономической политики страны. В настоящее время большое внимание уделяется развитию нефтедобывающей промышленности, в частности проводятся исследования в области усовершенствования методики проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений. Каждое месторождение имеет свои особенности.

В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях России вследствие вступления залежей с благоприятными геолого-промысловыми условиями в позднюю стадию добычи нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и введено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.

В настоящее время Самотлорское месторождение вступило в наиболее ответственный период эксплуатации. Высокая обводненность продукции скважин заставляет производить отбор жидкости в очень большом количестве, чтобы поддерживать добычу нефти на необходимом уровне рентабельности. Наиболее распространенным способом добычи нефти (жидкости) на Самотлорском месторождении является эксплуатация скважин с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), поскольку серийное погружное насосное оборудование для эксплуатации скважин зачастую просто не приспособлено к работе в таких условиях.

Основными показателями, характеризующими технический уровень эксплуатации УЭЦН являются межремонтный период работы скважины и наработка оборудования на отказ. Увеличение этих показателей — один из самых эффективных путей снижения затрат в нефтедобыче. Именно поэтому последнее время огромное внимание на производстве направлено на увеличение этих показателей, а также на снижение аварийности при работе электроцентробежных насосов. Для этих целей разработаны соответствующие программы и производственные регламенты, которые позволяют четко координировать все действия касающиеся правильной эксплуатации. Во многом от этих результатов будет зависеть себестоимость добываемой нефти, тем более, что способ эксплуатации с применением УЭЦН еще на многие годы будет преобладающим над остальными способами.

Каждый из элементов УЭЦН имеет собственные законы работы, без учета действия которых невозможно установить рациональный режим работы всей системы. Рассмотрим особенности работы УЭЦН в СНГДУ-2 ОАО «СНГ».

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Орогидрография района

Самотлорское нефтегазовое месторождение округлой формы площадью 3000 км2 находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые — Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения. /1/

Рисунок 1.1 — Обзорная карта-схема района работ

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, Ватинского-Егана и правых притоков реки Обь. Рельеф слабо пересеченный. Абсолютные отметки поверхности изменяются от плюс 45 до плюс 75 метров. Заболоченная на 80% площадь представлена четвертичными аномальными и озерно-суглинистыми песчаниками мощностью до 20 метров, грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа. На глубине от 200 до 350 метров распространены многолетние мерзлые горные породы с температурой от 00С до 0,50С, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительно. При относительном уровне грунтовых вод проявляется в разной степени сезонное пучение глинистых грунтов, иногда песчаных грунтов, с прослойками глин. Допускаемые нагрузки на талый грунт составляют 0,5−1 кг/см2, на мерзлом 4−5 кг/см2. На площади месторождения отмечаются многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь равна 62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и кустарников, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет -30С. Наиболее холодным месяцем года является февраль — (-250С). Самым теплым месяцем — июль (+200С). Абсолютный минимум температур -500С, абсолютный максимум +470С. Ледостав на реках начинается в конце октября и ледоход — в конце мая.

По характеру выпадающих атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь, что составляет 70% от годовой нормы. Внутри этого периода наибольшее количество осадков (30% годовой нормы) приходится на июль и август. Снеговой покров проявляется в октябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см., а на заледенелых участках может достигать 120−160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.

Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты — г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие — расположены на берегу реки Обь в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района — русские, ханты и манси.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.

В Нижневартовске имеется аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет около 250 тысяч человек.

1.2 Стратиграфия месторождения

В основу стратиграфического расчленения разрывов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 году в городе Сургуте.

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы до юрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Палеозойский фундамент (PZ) на месторождении представлен сильно метаморфированными глинистыми, глинисто-слюдистыми и глинисто-кремнистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров. В скважине 1035-П фундамент вскрыт в интервале 2852−2922 м, где породы представлены темно-зеленым, очень крепким, массивным периодотипом.

Юрская система (J). Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением. Нижний и средний его отделы — континентальными осадками, верхний — морскими. Нижний отдел представлен котухтинской, средний — тюменской и верхний — васюганской, георгиевской и баженовской свитами.

Котухтинская свита (нижняя юра — J3c) представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые, зеленовато-серые, глины уплотненные, с темно-серыми прослоями, слабобитоуминозные. Встречаются пирит, растительный детрит, листовая флора.

Тюменская свита (нижняя и средняя юра, J2a — J3с) представлена неравномерным чередованием плотных глин, алевролитов и песчаников.

Нижняя часть свиты, сложена переслаиванием песчаников и алевролитов серых, глинистых с уплотненными глинами, реже углями. Средняя и верхняя части свиты, сложены неравномерным чередованием уплотненных глин горизонтальной слоистости с глинистыми песчаниками, алевролитами. Для пород характерно присутствие обильного углистого материала, иногда прослоев углей толщиной до нескольких сантиметров. В верхней части тюменской свиты выделяется песчаный пласт Ю2, в котором обнаружены нефтепроявления. Толщина отложений тюменской свиты составляет 220−250 метров. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Васюганская свита (келловей-оксфорд, J3с — J3о) подразделяется, по литологическому составу, на две подсвиты. Нижняя, сложена глинами темно-серыми, иногда алевритистыми, встречаются прослои битуминозных глин. В ней встречена фауна аммонитов и комплексы фораминифер келловеского яруса. Толщина нижней подсвиты 26−30 метров. Верхняя подсвита, представлена преимущественно песчаным резервом и включает в себя пласт ЮB1. Песчаники и алевролиты, серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт ЮB1). Толщина васюганской свиты 50−60 метров.

Георгиевская свита (кимеридж, J3km) представлена глинами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми, слабо битуминозными, с тонкими прослоями известняков. В породах георгиевской свиты наблюдаются обильные включения глауконита. В глинах встречается фауна кимериджского яруса. Толщина осадков георгиевской свиты от 1 до 5 метров.

Баженовская свита (верхневолжский подъярус — нижний берриас, J3v -K1b) представлена глинами темно-серыми, почти черными с буроватым оттенком, плотными, часта тонкослоистыми, содержащими тонкий углистый детрит, включения ихтиофауны, частые включения пирита и фауну аммонитов волжского яруса. С битуминозными глинами баженовской свиты, связан один из основных региональных реперов — отражающий горизонт «Б». Толщина баженовской свиты до 20 метров

Меловая система (К) представлена всеми отделами и ярусами, слагается морскими, прибрежно-морскими и континентальными фациями. На битуминозных глинах баженовской свиты согласно залегает преимущественно глинистая толща мегионской свиты, включающая осадки берриасского и валанжинского ярусов меловой системы.

Мегионская свита (берриас-валанжин) в нижней части представлена глинами серыми и темно-серыми, иногда слабо битуминозными или известковистыми, толщиной 15−18 метров. В этих глинах встречается фауна берриаса — аммониты, пелпциподы и фораминиферы. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, которая не выдержана по толщине (48−70 метров) и простиранию. В нижней части ачимовской толщи встречены аммониты.

Ачимовская толща на Самотлорском месторождении содержит нефтеносные пласты песчаников БB19−22. Она перекрывается глинами темно-серыми или серыми, иногда со слабым голубоватым оттенком, алевристыми, содержащими прослои светло-серых песчаников и алевролитов.

Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются промышленно-нефтеносные пласты БВ10 и БB8. Песчаники светло-серые, буровато-серые и серые, мелко- и среднезернистые, они обычно разделены прослоями глиною алевролитов и известковых песчаников.

В кровле свиты залегает пачка глин темно-серых, плотных, слоистых, с прослоями карбонатных алевролитов (ритмичные глины), содержащая фауну фораминифер. Ритмичные глины выдержаны по простиранию, служат репером и покрышкой над промышленно нефтеносным пластом «БВ». Толщина ее от 10 до 30 метров.

В породах мегионской свиты, встречена фауна валанжинского яруса-аммониты и пелециподы. Общая толщина мегионской свиты на Самотлорском месторождении 335−365 метров.

Алымская свита аптского возраста (K1a) состоит из двух частей. Нижняя подсвита, представлена пестрым спектром пород — от чистых нормальных песчаников до песчано-алевролитовых пород тонкой слоистости (продуктивный горизонт AB1). Верхняя подсвита, сложена битуминозными глинами, темно-серыми, с частыми тонкими прослоями алевролитов (кошайские глины).

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов (K1a-К2с). Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Толщина свиты 680−725 метров. Вышезалегающая часть разреза меловой системы (K2t-P1d) представлена отложениями ее верхнего отдела — преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, толщиной 250−300 метров.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280−320 метров, выше залегают континентальные осадки — переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, туртасская свиты). Толщина осадков 155−160 метров.

Четвертичные отложения — супеси, суглинки, пески, торф залегают на размытойповерхности осадков туртасской свиты, толщина их достигает до 125 метров.

1.3 Тектоника месторождения

В пределах Западно-Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа. /1/

Нижний — формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.

Средний — объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парогеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.

Верхний-мезокайнозойский, типично платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.

Хантыйская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя следующие положительные структурные элементы первого порядка-Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский и Верхне-Демьяновский — на юге. Центральную часть антеклизы занимает Юганская впадина.

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 и Белозерную структуры III порядка. По кровле БВ10 Самотлорское куполовидое поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них — собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 метров, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Белозёрная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 метров.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 метров имеет размеры 32 Ч 40 км.

По кровле горизонта БВ8 в структурном плане Самотлорского куполовидного поднятия отмечается незначительное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ10. Более существенные изменения структурного плана проходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1.

Белозерное, Мартовское поднятия практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой — 1690 метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой — 1640 метров и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1*45`. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110 м., восточному и северному — 160 метров.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных пластов

В Нижневартовском нефтегазоносном районе (НГР) залежи нефти и газа выявлены в отложениях тюменской, васюганской, мегионской, ванденской и покурской свит. Наибольшая часть выявленных залежей и разведанных запасов сосредоточена в продуктивных пластах верхней юры, валанжина, готеривбаррема и нижнего апта. На Самотлорском месторождении выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах ЮB1, БВ19−20, БВ10, БB8, БB80?2, АВ6−8, АВ4−5, АВ2−3, AB1−2.

В пределах всего геологического разреза Самотлорского месторождения относительно простое строение имеет лишь залежь горизонта БB81?3, остальные — AB13, АВ2−3, АВ4−5, АВ6. АВ7, AB8, БВ0−2, БВ80, БВ10, IOB1 -сложное, и очень сложное — пласты AB11−2 и БВ19−22.

Основные запасы нефти сосредоточены в продуктивных пластах AВ1, АВ2−3, АВ4−5, БВ8 и БВ10. Основные характеристики и параметры залежей приведены в таблице 1.1.

Таблица 1. 1

Коллекторские свойства продуктивных пластов

Параметры

Объекты

AB11−2

AB13

АВ2-3

AB4−5

БВ8°

БВ81−2

БВ10

ЮВ1

Средняя глубина залегания, м

1670

1680

1700

1720

2060

2100

2175

2500

Тип залежи

Пластово-сводовая

Тип коллектора

Терригенный поровый

Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2

510 366

422 513

235 076

16 250

95 000

155 207

122 000

47 157

Средняя общая толщина, м

24,8

7,48

23,01

6,02

8,84

15,1

15,8

10,7

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

12,01

5,23

6,91

3,5

3,99

11,3

7,06

5,7

Пористость, д. ед.

0,22−0,27

0,24−0,26

0,26−0,27

0,25

0,21−0,22

-

0,21−0,22

0,17−0,19

Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д. ед.

0,64

0,626

0,893

-

0,553

0,69

0,558

0,64

Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, д. ед.

0,49

0,44

0,527

0,553

0,526

0,607

0,526

0,477

Проницаемость, мкм2

0,011−0,439

0,515

0,515

0,868

0,206

0,506

0,165

0,011−0,085

Коэффициент песчанистости, д. ед

-

0,515−0,698

0,333−0,421

0,327

-

-

0,38−0,62

-

Начальная пластовая температура, °С

60

61

60

60

71

71

75

82

Начальное пластовое давление, МПа

16,3

16,3

16,3

16,7

21,0

21,0

21,6

24,5

Средняя продуктивность

х10?№м3/(сут*МПа)

0,37

2,0−21,3

4,93

12,1

-

15,3

1,95

0,62

Лучшими коллекторскими свойствами обладают песчаные пласты: АВ2−3, АВ4−5, БВ80, так как у пласта АВ1−3 — большая нефтенасыщенность, а у пластов АВ2−3 и АВ4−5 — большая проницаемость и пористость и у пласта БВ80 -большая проницаемость.

1.5 Свойства нефти, газа, воды в пластовых условиях

Согласно ГОСТ 9965–76 нефти исследуемых пластов по плотности относятся к легким (842−855 кг/м3), маловязкие, смолистые (4,4−6,8%), парафинистые (3,5−4,6%). Нефти пластов и горизонтов AВ1, АВ2−3, БB8, БВ10 и ЮB1 довольно близки по составу. Молярная масса метана в них колеблется от 27 до 34%, также близки молекулярные массы (123−130). Содержание легких углеводородов (CH4-C5H12) изменяется от 7,8 до 12,7%. /1/

Максимальная плотность нефти при 20 °C отмечается по пласту АВ2−3 (855 кг/м3), минимальная — по пласту БВ10 (841 кг/м3). По содержанию серы нефти сернистые (2 класс) — серы от 0,9% до 1,1%. По содержанию парафина нефти парафинистые — парафина от 2,5% (пласт AB1−3) до 3,5% (пласт АВ2−3). По своему составу несколько отличается нефть пластов АВ4−5, молярная доля метана в ней достигает 33,18%, а в разгазированной нефти содержание легких углеводородов состава СН45Н12 незначительно меньше и составляет 4,43%. Молекулярная масса нефти 236. Нефтяной газ при стандартной сепарации состоит, в основном, из метана (78−86%).

Химический состав пластовой воды в %: углекислый газ — 0,02; азот —

0,68; метан — 25,3; этан — 1,26; пропан — 1,26; изопентал — 1,27; изобутан — 1,27; гексан — 5,06; гептан — 5,34; остаток (С и выше) — 55,4.

Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающих их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других, является динамическая вязкость. Вязкость нефти Самотлорского месторождения больше 1.

Таблица 1. 2

Свойства нефти, газа в пластовых условиях

Параметры

Объекты

АВ11−2

AB13

АВ2−3

АВ4−5

БB8є

БВ8-І

БВ10

ЮB1

Плотность в пластовых условиях, кг/м3

789

766

755

773

744

744

742

740

Плотность нефти при условиях сепарации, кг/м3

844

844

843

849

841

841

846

837

Газосодержание, м3/т

84

92

86

75

97

97

97

88

Объемный коэффициент, д. ед.

1,153

1,2

1,2

1,182

1,219

1,264

1,249

1,178

Объемный коэффициент при условиях сепарации, д. ед.

1,177

1,185

1,19

1,152

-

1,219

1,23

1,151

Вязкость пластовой нефти, мПа*с

1,53

1,48

1,49

1,82

1,14

1,14

1,23

1

Содержание серы, % весовой

1,08

1,0

1,1

1,3

1,0

1,0

0,9

0,6

Содержание парафинов, % весовой

2,8

2,5

3,5

1,9

3,3

3,3

3,0

3,4

Содержание смол, % весовой

5,4

5,1

5,5

6,6

5,1

5,1

4,4

3,2

Содержание, % молярной концентрации

Этана

4,4

3,66

3,85

1,29

6,75

6,75

6,37

5,94

Бутана

8,32

7,55

7,74

1,82

11,73

11,73

10,49

8,77

Пропана

5,87

5,13

5,27

2,09

6,31

6,31

6,04

5,23

Таблица 1. 3

Свойства пластовой воды

Свойства воды

AB1−3

AB2−3

AB4−5

БВ10

БВ8

Предельное газосодержание, мЗ

2,22

2,12

2,14

2,44

2,43

Объемный коэффициент

1,012

1,008

1,008

1,016

1,016

Вязкость в пластовых условиях, мПа*с

0,51

0,51

0,51

0,43

0,44

Общая минерализация, г/л

19,3

25

25,6

29

27,4

Плотность в поверхностных условиях, кг/м3

1,014

1,015

1,015

1,02

1,018

Плотность в пластовых условиях, кг/мЗ

1,014

1,008

1,009

1,004

1,004

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Краткая характеристика механизированного фонда скважин в СНГДУ-2 ОАО «СНГ»

Действующий фонд скважин, оборудованных УЭЦН на 01. 01. 2009 г. в СНГДУ-2 составил 2177 скважины. Доля действующего фонда УЭЦН составила 72% от общего действующего фонда скважин.

Происходит рост действующего фонда за счет вывода скважин из бездействия: 2006 год-1774 скважины, 2007 год-1999 скважин, на 01. 01. 09 года — 2177 скважин.

Таблица 2. 1

Фонд скважин УЭЦН СНГДУ-2

Фонд УЭЦН

2007 г.

2008 г.

(+/-) к началу года

%

Эксплуатационный

2963

3096

133

104

Действующий

1999

2177

178

109

Дающий продукцию

1919

2074

155

108

Бездействующий

964

919

-45

95

Простаивающий

80

103

23

129

Рисунок 2.1 — Структура действующего фонда УЭЦН по СНГДУ-2

В действующем добывающем фонде СНГДУ-2 на 1. 01. 2009 г. на пласте АВ11−2 числится 682 скважины, оборудованные УЭЦН.

Рисунок 2.2 — Распределение действующего фонда скважин оборудованных УЭЦН по среднему дебиту нефти

Среднегодовые дебиты жидкости за весь период разработки изменялись от 3,3 т/сут до 34,0 т/сут. В 2008 году средний дебит жидкости составил 21,7 т/сут при обводненности продукции 52,1%, средний дебит нефти — 10,4 т/сут. Действующий фонд можно характеризовать как низкодебитный. Наибольшее количество добывающих скважин эксплуатируется с дебитами по жидкости менее 10 т/сут (38,7% действующего фонда). С дебитами жидкости в интервале 10 — 20 т/сут и 20−50 т/сут эксплуатируется равное количество (около 50% скважин), в основном, это скважины после проведения ГРП.

Основной объем действующего фонда эксплуатируется с обводненностью от 20 до 60% (46,9%). Число высокообводненных скважин невысоко (5,2%).

Наработка на отказ фонда УЭЦН (рис. 2. 3) составила 362,9 суток, что на 9,9 суток выше запланированной цифры. Наработка на отказ выросла по сравнению с прошлым годом на 49,4 суток из-за перевыполнения плана по наработке на отказ скважин после проведенных ГТМ, за счёт: увеличения доли закупки погружного оборудования специального исполнения до 85% (в 2007 году — 58%); использования дополнительных устройств для сокращения попадания механических примесей на приём насоса; подбора оптимальной глубины спуска погружного оборудования; диагностики концевых деталей УЭЦН; увеличения доли ремонта УЭЦН двухопорного исполнения до 55% (план — 45%).

Скважины оборудованы УЭЦН отечественного и зарубежного производства. Наибольшая наработка получена по импортным насосам Centrilift — 406 сут; ESР — 379 сут; Алнас — 419 сут; Борец — 378 сут; Новомет — 343 сут; Лемаз — 260 сут.

Рисунок 2.3 — Динамика изменения наработки на отказ по фонду скважин, оборудованных УЭЦН в 2006—2008 гг.

Рисунок 2.4 — Наработка на отказ новых и ремонтных УЭЦН

В СНГДУ-2 применяются компоновки УЭЦН с оборудованием пяти категорий:

1 — стандартное;

2 — коррозионноизносостойкое;

3 — износостойкое;

4 — износокоррозионностойкое;

5 — импортное.

Среди российских поставщиков наиболее надежное оборудование у завода «Алнас» с наработкой на отказ 419 суток и «Борец» — 378 суток. Снижение наработки по заводам Centrilift и Wood Group связано с применением только ремонтного оборудования.

Применение УЭЦН фирмы Шлюмберже начато с февраля 2005 г (рис. 2. 5).

Рисунок 2.5 — Наработка на отказ действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН по заводам изготовителям

Рисунок 2.6 — Наработка на отказ за скользящий год по категории исполнения УЭЦН

2.2 Технология добычи нефти УЭЦН

Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) применяют в высокодебитных скважинах для откачки пластовой жидкости. Установка состоит из подземного оборудования, кабельной линии и наземного электрооборудования. Установки скважинных центробежных электронасосов предназначены для эксплуатации нефтяных скважин при различных условиях: в чисто нефтяных и почти полностью обводненных скважинах с дебитом 25−1300 м3/сут и высотой подъема 500−2000 м; при содержании в откачиваемой жидкости песка, газа; при агрессивной жидкости и жидкости с повышенной температурой. Установки центробежных электронасосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Рисунок 2.7 — Схема компоновки УЭЦН

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

Ш среда — пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

Ш максимальная кинематическая вязкость — 1 мм2/с;

Ш водородный показатель попутной воды рН 6,0 — 8,5;

Ш максимальное массовое содержание твердых частиц — 0,01%;

Ш микротвердость частиц — не более 5 баллов по Моосу;

Ш максимальное содержание попутной воды — 99%;

Ш максимальное содержание свободного газа — 25%;

Ш максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения — 0,001%; для установок коррозионностойкого исполнения — 0,125%.

Принцип работы УЭЦН состоит в том, чтобы электрическую энергию преобразовать в энергию жидкости. ГЖС, частично освобождаясь от излишнего газа в газосепараторе, поступает в насос через сетку, которая задерживает долю наиболее крупных механических примесей.

В насосе жидкость, поступая в ступень, попадает в каналы рабочего колеса. Крутящий момент рабочего колеса лопастями отбрасывают жидкость от центра к периферии. От периферии по направляющему аппарату жидкость идет к следующей ступени, на вход другого рабочего колеса.

Пройдя все ступени насоса, на выходе жидкость приобретает давление, необходимое для преодоления давления столба жидкости в НКТ и других противодействующих движению свойств жидкости. То есть, количество ступеней насоса должно обеспечивать напор, способный поднять пластовую жидкость по НКТ на дневную поверхность.

Вал насоса приводится в движение двигателем, который крепится выше. Передача усилия производится через гидрозащиту, который служит для гидравлической защиты электродвигателя от пластовой жидкости и обеспечивает компенсацию изменения объема масла при изменении его температуры.

2.3 Осложнения при работе УЭЦН в условиях повышенной коррозионной активности откачиваемой жидкости

Анализ условий эксплуатации скважин Самотлорского месторождения показывает, что пластовые жидкости обводнены более, чем на 90%, содержат значительное количество минеральных веществ.

Визуально коррозионному разрушению подвержены только корпусы ПЭД и ГД, корпус насосного агрегата коррозией практически не затронут, поскольку выше его приемного отверстия корпус насоса контактирует с нефтью. Распределение коррозионных повреждений на корпусах ПЭД и ГД, как правило, локальное и одностороннее, т. е. особо сильной и аномальной коррозии подвергается сравнительно узкая область корпусов ПЭД и ГД в месте контакта с обсадной трубой. При наибольшей глубине язв и углублений отмечаются сквозные разрушения стенки корпуса ПЭД (6 мм), проникновение воды в двигатель и выход его из строя. Фактическая скорость коррозии, согласно расчетам, составляет в аварийных скважинах 20−25 мм/год, что характеризует очень большую скорость коррозии в пластовых водах. Для выявления основных причин аномально высокой коррозии УЭЦН в скважинах были изучены: физико-химическая характеристика добываемой жидкости; особенности эксплуатации глубиннонасосной установки, включая состав металла в корпусах ПЭД и ГД; гидравлические характеристики обтекающей насосные трубы жидкости и др.

В первую очередь определим коррозионную агрессивность пластовой жидкости по отношению к металлу внешней поверхности корпусов ПЭД и ГД. Эти корпусы изготовлены из конструкционной слаболегированной углеродистой стали, которая практически нестойка в минерализованной воде. Тем не менее, трубы из такой стали, долгое время были стойкими в пластовой жидкости (смеси воды и нефти).

Аномальное поведение одной и той же стали в пластовой жидкости с различным соотношением водной и нефтяной фаз связано с полифазностью ее структуры. Нефть любого месторождения с различным химическим составом не вызывает коррозии металла. Коррозия металла обусловлена наличием водной фазы, поскольку она, как правило, сильно минерализована, содержит различное количество агрессивных ионов, в первую очередь, хлоридов. Однако и ее агрессивность незначительна, если в ней нет H2S, CO2, СВБ. Важными факторами в разрушении металла являются скорость движения (обтекания) пластовой водой корпуса ПЭД и ГД в узком зазоре между ними и обсадной трубой, а также температура корпуса, поскольку ПЭД работает при повышенной температуре (60−70°С).

При обводненности нефти выше 80−90% резко возрастает коррозионная агрессивность пластовой жидкости. Это связано с тем, что количества природных стабилизаторов нефтяной эмульсии становится недостаточно для стабилизации капель воды, они начинают коалесцировать и сливаться в крупные капли, вызывая инверсию эмульсии — переход ее из обратной в прямую. В такой эмульсии внешней фазой является коррозионно-агрессивная вода, а нефть практически не влияет на коррозионное поведение пластовой жидкости.

Отмеченное указывает лишь на общую причину коррозии — действие на металл агрессивной воды, но не раскрывает, почему разрушение корпусов ПЭД и ГД носит аномальный и локальный характер и происходит с высокой скоростью, что, кстати, не характерно для поведения металла в минерализованной воде в обычных условиях. Ответ на этот вопрос заключается в особенности эксплуатации и, главное, расположении УЭЦН в добывающей скважине.

Большинство добывающих скважин имеет искривленный ствол — обсадную колонну, что является первостепенным фактором для коррозии корпусов ПЭД и ГД. УЭЦН с НКТ смещена от центральной оси скважины и тесно прилегает к внутренней поверхности обсадной трубы, т. е. контакт насос — обсадная труба находится под некоторой нагрузкой колонны НКТ. При коаксиальном расположении ПЭД и ГД возникают особые условия для усиления аномальной коррозии их корпусов.

Во-первых, на границе контакта корпуса ПЭД с обсадной колонной образуется щель, в которой движение пластовой жидкости затруднено, а в расширенном зазоре — облегчено. В результате металл в районе щели выступает в качестве анода, т. е. быстрее разрушается, а поверхность, обтекаемая жидкостью, является катодом и подвержена меньшей коррозии.

Во-вторых, благодаря небольшой скорости течения пластовой жидкости в щели скапливаются продукты коррозии (сульфиды железа) и легко закрепляются бактерии СВБ.

В-третьих, к анодным и катодным участкам на корпусе ПЭД в рабочем зазоре скважины подключается еще одна обширная анодная зона — горячий корпус ПЭД. В системе горячий металл — холодный металл корпус ПЭД разрушается быстрее, так как является анодом.

Существуют и другие, менее важные для коррозии факторы, которые обусловливают макрогальваническую коррозию корпуса ПЭД и ГД в рабочем зазоре между УЭЦН и обсадной колонной.

Выявлен особо опасный, вызывающий коррозию фактор, который до настоящего времени нефтяники не принимали во внимание. Им является вибрация ПЭД — постоянное вибрационное (симметричное) проскальзывание корпуса насоса по отношению к обсадной трубе. В этих условиях возникают особо опасные коррозионные разрушения металла в УЭЦН, которые называют фреттинг-коррозия. Повышенные и симметричные вибрационные перемещения проскальзывания УЭЦН на подвеске НКТ вызывают огромные знакопеременные напряжения в зоне контакта металла корпуса ПЭД и ГД с обсадной трубой. При этом абсолютные вибрационные перемещения металла незначительны — около 50−500 мкм, но при наличии осадков сульфидов железа они значительно усиливают коррозию. Металл в месте контакта быстро, иногда за 20−30 дней снашивается до появления в нем сквозного отверстия.

Согласно ГОСТ 18 058–80 допустимой величиной радиального и вертикального вибрационных перемещений корпуса насоса в скважине считают 50 мкм. Исследования вибрации ПЭД показали, что из-за разбаланса вала двигателя ПЭД она может повышаться до 500 мкм. Очевидно, для развития коррозии в агрессивной среде даже минимальные вибрационные перемещения корпуса насоса вызывают сильные разрушения корпуса ПЭД и ГД.

Повышенная вибрация УЭЦН и фреттинг-коррозия в местах шлицевых соединений насоса и резьбы НКТ являются основной причиной многих обрывов насосных агрегатов и НКТ.

Практика показала, что, если предотвратить соприкосновение корпусов ПЭД и ГД со стенкой трубы, то их коррозионное разрушение снизится лишь на 40−50%. Однако коррозия корпусов в меньших размерах все же останется. Основным фактором аномальной коррозии в этих условиях является обтекание корпусов ПЭД и ГД пластовой жидкостью в направлении ее движения к приемному окну насосного агрегата.

Размер зазора при нормальном расположении труб очень мал: 4 — 6 мм в зависимости от мощности УЭЦН, диаметров корпуса ПЭД и обсадной колонны. Скорость течения пластовой жидкости между обсадной трубой и насосным агрегатом в зазоре, что определяет интенсивность охлаждения электродвигателя, зависит от величины зазора, состояния загрязнения металлической поверхности насоса и обсадной трубы, количества отложившихся продуктов коррозии, осадков солей, тяжелых нефтепродуктов и других факторов. Этот процесс во времени носит динамический характер, так как перед спуском УЭЦН в скважину регламентируется процесс шаблонирования обсадной колонны и промывки скважины от твердых загрязнений. Однако данный процесс подготовки скважин очень несовершенен, и часто рабочий интервал скважины остается заполненным продуктами коррозии и осадками солей.

При работе УЭЦН в рабочем зазоре дополнительно осаждаются продукты коррозии и соли, что существенно изменяет гидравлические характеристики работы насоса. При этом резкое ухудшение охлаждения ПЭД может вывести его из строя. Однако здесь выявляются коррозионные факторы, которые могут не только вызвать отказ ПЭД и ГД, но и привести к сильной коррозии их корпусов.

Действительно, при уменьшении зазора между насосом и обсадной колонной повышается скорость потока пластовой жидкости. При определенных скоростях течение жидкости в зазоре становится эрозионным и наступает более сильная, чем обычная, эрозионная коррозия металла. При дальнейшем уменьшении зазора и достижении критической скорости движения пластовой жидкости эрозионный поток переходит в кавитационный. Это подтверждается тем, что толщина наслоений в рабочем зазоре может достигать 2−3 мм и способна практически перекрыть значительную часть сечения зазора.

Гидравлические удары жидкости о поверхность корпуса ПЭД могут дополнительно усиливаться образованием пузырьков нефтяного газа на нагретой поверхности корпуса ПЭД. Таким образом, любое сужение проходного сечения между трубами ПЭД, ГД и обсадной колонной резко изменяет скорость движения жидкости в зазоре и повышает вероятность коррозионного разрушения корпусов ПЭД и ГД насосного агрегата.

Рассмотренный характер движения жидкости в рабочем зазоре вызывает ее сильную турбулизацию, гидроэрозию, иногда кавитацию, что в совокупности объясняет тип коррозионного разрушения корпуса ПЭД и ГД: язвенный, питтинговый, наличие глубоких рисок, а в целом, — аномальную коррозию ПЭД и ГД. Заполнение рабочего зазора осадками сульфида железа может вызвать при определенных условиях их контакта с металлом локальную коррозию, возникающую при действии макропары железо — сульфид.

Таким образом, до применения специальных средств защиты от коррозии, в первую очередь, необходимо устранить технологические факторы, способствующие коррозии. С этой целью следует решить задачу дополнительной очистки обсадной колонны, в основном в рабочем интервале, от различных осадков, в первую очередь, продуктов коррозии и солей, а также поддержать величину рабочего зазора УЭЦН в допустимых (максимально возможных) размерах.

Далее необходимо устранить контакт корпусов ПЭД и ГД с обсадной трубой путем установки центраторов. Из специальных средств защиты корпусов ПЭД и ГД от коррозии нужно использовать теплопроводные защитные покрытия, в том числе металлизационные (из цветных металлов, хрома, никеля и др.). Заслуживают внимания электрохимические методы противокоррозионной защиты корпусов ПЭД и ГД в сочетании с органическими или ингибирующими покрытиями. Не исключены и другие эффективные технологические и противокоррозионные методы, если они помогут повысить коррозионную стойкость корпусов ПЭД и ГД и всей установки. Проблема повышения эксплуатационной надежности УЭЦН должна находиться под особым контролем как нефтяников, так и изготовителей данных установок.

Эксплуатация скважин с агрессивной добывающей жидкостью требует использования коррозионностойкого оборудования.

В коррозионном фонде 2 и 4 группа ЭЦН составила 51%.

Рисунок 2.8 — Распределение ЭЦН по группам исполнения в коррозионном фонде

2.4 Применение ЭЦН износостойкого исполнения

В конструкцию износостойких насосов внесены следующие изменения:

1. Рабочие колеса и направляющие аппараты изготовлены из нирезиста.

2. Текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка.

В установках импортного производства опорные шайбы рабочих колес изготавливаются из маслобензостойкой резины. Опорой этой шайбы в направляющем аппарате служит втулка, выполненная из силицированного графита СГ-П (смесь графита с карбидом кремния). Этим объясняется высокая стоимость установок.

3. Для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала ставятся дополнительные резинометаллические радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении.

Резинометаллические радиальные опоры устанавливают на расстоянии, равном половине полуволны изгиба вала (от 4 до 7 опор в одной секции). В настоящее время известно несколько конструкций радиальных опор. Опоры Лебедяньского завода и ОАО «Алнас» схожи по конструкции и используют пару трения «латунная втулка — стальная втулка», которые показали низкую износостойкость в условиях содержания большого количества твердого абразива в жидкости.

Наиболее перспективными среди зарубежных конструкций считаются промежуточные опоры с использованием карбит циркония компании Wood Group ESP (США). Но такие конструкции предназначены для использования в насосах с двухопорными ступенями. В случае использования их с одноопорными ступенями возможно появление нагрузок большой интенсивности, что снизит долговечность опор. Кроме того, стоимость таких опор существенно выше отечественных. Схема установки жесткого подшипника фирмы ESP показана на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 — Схема установки жесткого подшипника

Повышение надёжности индивидуальной осевой опоры и межступенного уплотнения может быть достигнуто применением двухопорной конструкции ступени (рис. 2. 10). Рабочее колесо имеет при этом две передних опоры с уплотнениями. Двухопорная конструкция обеспечивает по сравнению с одноопорной ступенью повышенную надёжность уплотнений, лучшую изоляцию вала от абразивной и коррозионно-агрессивной протекающей жидкости, увеличенный ресурс работы и большую жесткость вала насоса благодаря увеличению осевых длин межступенных уплотнений, которые служат ещё и дополнительными радиальными подшипниками. Двухопорная конструкция ступени по сравнению с одноопорной более трудоемка в изготовлении, однако имеет лучшую стойкость к абразивному износу при откачке жидкости с большим содержанием твёрдых частиц.

Использование двухопорных ступеней насоса позволило повысить надёжность индивидуальной осевой опоры и межступенчатого уплотнения (рис. 2. 11). Рабочее колесо имеет при этом две передних опоры с уплотнениями. Двухопорная конструкция обеспечивает по сравнению с одноопорной ступенью повышенную надёжность уплотнений, лучшую изоляцию вала от абразивной и коррозионно-агрессивной протекающей жидкости, увеличенный ресурс работы и большую жесткость вала насоса благодаря увеличению осевых длин межступенных уплотнений, которые служат ещё и дополнительными радиальными подшипниками.

Рисунок 2. 10 — Конструкция насоса с двухопорными ступенями

1 — рабочее колесо, 2 — направляющий аппарат, 3 — первая передняя (нижняя) опора колеса с уплотнением, 4 — вторая передняя (нижняя) опора колеса с уплотнением, 5 — верхняя опора колеса с уплотнением, 6 — вал насоса, 7 — корпус насоса.

Рисунок 2. 11 — Двухопорная ступень насоса

Двухопорная конструкция ступени по сравнению с одноопорной более трудоемка в изготовлении, однако имеет лучшую стойкость к абразивному износу при откачке жидкости с большим содержанием твёрдых частиц.

Несмотря на то, что двухопорная ступень гораздо дороже и сложнее в производстве, она обладает рядом преимуществ:

— вал лучше защищен от воздействия механических примесей;

— система уплотнений в паре колесо-аппарат более надежно защищает их от утечек и проникновения абразива;

— конструкция колеса увеличивает жесткость сборочной единицы вал — рабочие колеса;

— колесо имеет удлиненную втулку, вследствие чего исключены колебания в плоскости, поперечной валу.

Рисунок 2. 12 — Сравнение количества отказов в 2008 г при увеличении закупки ЭЦН специального исполнения на 67 шт

Рисунок 2. 13 — Наработка на отказ (сут) ступеней простого и двухопорного исполнения

Как видно из рисунка 2. 13 наработка на отказ рабочих колёс двухопорного исполнения значительно выше наработки на отказ рабочих колёс простого исполнения — на 113 суток.

2.5 Применение насосов завода «Борец» 1ЭЦНДПТ5−15−1650 А с рабочими органами, изготовленными методом порошковой металлургии

Компания «Борец» предлагает электроцентробежные насосы с рабочими органами двухопорной конструкции, изготовленными методом порошковой металлургии.

На Самотлорском месторождении с 2005 года закупаются насосы завода «Борец» с рабочими органами, изготовленными методом порошковой металлургии -1ЭЦНДПТ5−15−1650 А. В 2008 году спущен 1 насос. Сравнительная наработка насоса на отказ составила 171 сутки (данные на 02. 02. 2008) против 48 суток до внедрения (ступень из серого чугуна), периодичность обработок химреагентами уменьшилась до одного раза в год — снизилась в 3 раза.

Порошковая металлургия создает новые возможности для изготовления деталей и узлов погружного нефтедобывающего оборудования. Гибкость технологии порошковой металлургии, возможность варьирования химического состава и структуры материалов, получение изделий с более высокой точностью, чистотой поверхности и прочностью обеспечивает ее высокую конкурентоспособность по сравнению с привычными методами изготовления деталей для погружных насосов — литьем и механической обработкой.

Ступени, полученные методом порошковой металлургии, беспористы и коррозионностойки — имеют 100% плотность за счет пропитки матрицы на основе азотосодержащей меднистой стали бронзой в процессе спекания и дополнительной термообработки. Равномерное распределение компонентов в материале и более высокая точность изготовления элементов обеспечивают практическое отсутствие дисбаланса при вращении рабочих колес и одностороннего износа трущихся поверхностей.

Износостойкость таких насосов в 2−3 раза выше по сравнению с насосами, ступени которых изготовлены из серого чугуна, и находится на уровне ступеней из нирезиста. Насосы с порошковыми ступенями противостоят отложению солей.

Технология порошковой металлургии позволяет создать ступени оригинальной конструкции с диспергирующими лопатками на верхнем диске рабочего колеса.

Достоинства конструкции:

Конструкция порошковой ступени препятствует образованию застойных зон пластовой жидкости в полости между дисками направляющего аппарата и рабочего колеса и резко уменьшает количество абразива, попадающего в зазор между трущимися поверхностями втулок колеса и аппарата.

Подобная конструкция позволяет оптимизировать нагрузку на опорные шайбы и таким образом резко уменьшить износ шайб, выполненных из карбонита.

Конструкция обеспечивает высокие диспергирующие свойства ступеней, что позволяет рекомендовать их для скважин с высоким газовым фактором и нестабильным динамическим уровнем.

Применение порошковых ступеней обеспечивает более высокий напор. Насосы с рабочими органами, изготовленными методом порошковой металлургии, имеют напорную характеристику монотонно-падающей формы, исключающей возникновение неустойчивых режимов работы.

Применяются насосы -1ЭЦНДПТ5−15−1650

Характеристика ЭЦН: 1 — модульное исполнение с промежуточными подшипниками; Д — ступени двухопорной конструкции; П — порошковые ступени с диспергирующими лопатками на верхнем диске рабочего колеса; Т — радиальные опоры из твёрдых сплавов; А — унифицированные радиальные опоры. 15 м3/сут — подача; 1650 м — напор.

Таблица 2. 2

Технические характеристики насосов

Группа насоса

Номинальная подача, м3/сут

Напор насоса, м

КПД, %

min

max

5

15

1200

2250

21

25

1400

2400

35

35

1250

2300

46

35

700

2250

41

Рисунок 2. 14 — Ступени, изготовленные методом порошковой металлургии

нефть внутрискважинный центробежный электронасос

3. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН

Скважина № 12 544, куст 81, пласт БВ10, Самотлорское месторождение. Данные к расчету приведены в таблице 3.1.

Таблица 3. 1

Исходные данные к расчету

Показатели

Числовые значения

Глубина скважины Н, м

2308

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D, м

0,168

Внутренний диаметр НКТ d, м

0,073

Давление насыщения Рнас, МПа

11

Давление на устье Руст, МПа

1,2

Пластовое давление Рпл, МПа

16

Дебит продукции Q, м3/сут

200

Плотность воды св, кг/м3

1004

Плотность нефти сн, кг/м3

856

Плотность газа сг, кг/м3

0,2

Обводненность nв, д. ед.

0,96

Коэффициент продуктивности К, м3/сут МПа

167

Газовый фактор Г, м33

78

Объемный коэффициент нефти вн, д. ед.

1,016

Расчет

1. Определяем давление забойное по уравнению притока к скважине Рзаб, МПа

Рзабпл-(Q/К) (3. 1)

Где Рпл — пластовое давление, МПа;

Q — дебит скважины, м3/сут. ;

К — коэффициент продуктивности, м3/сут МПа.

Рзаб=16-(200/167)=15МПа

2. Определяем оптимальное давление на приеме насоса исходя из условия Роп. пр, МПа

Роп. пр = 2,5−3 МПа при n = 50%

Роп. пр = 3−4 МПа при n < 50%

Роп. пр = 2,7 МПа при n > 50%

3. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважин ссм, кг/м3

ссмв·nвн(1-nв) (3. 2)

гдесв — плотность воды кг/м3;

n — обводненность нефти;

сн — плотность нефти кг/м3.

ссм=1004·0,96+856(1−0,96)=998кг/м3

4. Определяем динамический уровень Ндин, м

Ндинзабсм·g (3. 3)

гдеРзаб — давление на забое скважины, МПа;

ссм — плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м3;

g — ускорение свободного падения, м/с2.

Ндин = 15·106/998·9,81=1328м

5. Определяем глубину спуска насоса Lн, м

Lндин+400 (3. 4)

Где Ндин — динамический уровень, м

Для обеспечения условий откачки необходимо заглубить насос под динамический уровень 500 м

Lн=1328+400=1728м

6. Определяем работу газа при подъеме жидкости в НКТ НГ, м

НГ=0,1575·dвн·Г·(1·)-(1-nв) (3. 5)

где dвн — внутренний диаметр НКТ, м;

Г — газовый фактор, м33;

Ру — устьевое давление, МПа;

Рнас — давление насыщения, МПа;

nв — обводненность нефти

НГ=0,1575·0,73·78(1·)-(1−0,96)=4,64 м

7. Определяем требуемое давление насоса Ртн, МПа

Ртн= Lн·ссм·g·10-6утрГ·ссм·g·10-6оп. пр (3. 6)

где Lн — глубина спуска насоса, м;

ссм — плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м3;

g — ускорение свободного падения, м/с2;

Ру — устьевое давление, МПа;

Ртр — потери давления на трение, МПа;

НГ — работа газа при подъеме жидкости в НКТ, м.

Среднее значение потерь давления на трение при подъеме жидкости равно Ртр=0,5МПа.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой