Нефтяная промышленность одна из самых ведущих и..

ВВЕДЕНИЕ
Погружные центробежные насосы (УЭЦН) в настоящее время являются одним из основных средств механизированной эксплуатации нефтяных скважин. На их долю приходится более 53% добываемой в России нефти и более 63% извлекаемой из скважин жидкости.
Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН - это правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.
Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.
В настоящем квалификционном проекте применяется упрощенный вариант методики подбора УЭЦН к скважине, рассчитанный на возможность осуществления его с помощью калькулятора.
В отличие от известных, применяемый способ учитывает возможность оборудования насоса УЭЦН газосепаратором, предназначенным для защиты насоса от вредного влияния свободного газа в откачиваемой из скважины продукции.
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ
Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска. В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.
Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.
Территория Приобского месторождения на 80% находится в природоохранной зоне.
Железная дорога Тюмень – Сургут, введенная в действие в 1976г., проходит в 75 км к юго–востоку от месторождения. Ближайшие станции Салым и Куть – Ях.
К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.
Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.
Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь ( среднемесячная температура -19,5 °С ). Абсолютный минимум –52 °С. Самым тёплым является июль ( среднемесячная температура +17 °С ), абсолютный максимум +33 °С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.
Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.
Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфянниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 °С.
На сопредельных территориях ( на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены ) ММП залегают на глубинах от 140-180 м ( Лянторское месторождение ). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.
Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.
История освоения района

Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. в результате бурения и испытания разведочной скважины №151, при испытании которой были получены притоки нефти из юрских отложений тюменской свиты (Ю2) и из готеривского горизонта АС11 на выявленном ранее сейсморазведкой поднятии. После завершения разведочных работ ( примерно 220 разведочных скважин ) получены следующие результаты :
- выявлена промышленная нефтеносность в нижнемеловых отложениях готеррив – барремского возраста - АС7,АС9, АС100, АС101, АС10 2-3, АС110, АС111, АС11 2-4, АС120, АС12 1-2, АС123 ;
- обнаружены залежи нефти в юрских отложениях тюменской свиты ;
- установлена невысокая перспективность трещиноватого коллектора
баженовской свиты в пределах Приобского месторождения .
Месторождение крупное , занимает площадь 2 тыс.км2 .Введено в разработку в 1988г., осваивается очень медленными темпами . Это связано как с особенностями его географического расположения , так и со сложностью строения недр .
Особенностью Приобского месторождения является развитие сложнопостроенных продуктивных пластов, оборудованных частым переслаиванием локально развитых песчано-алевралитовых линз. Продуктивные пласты месторождения характеризуются наклонным (клиноформенным) залеганием.
До 1996 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС10, АС11, АС12 проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС12.
В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.
В настоящее время выделено три объекта разработки - пласты АС10, АС11, АС12 , каждый из которых первоначально разрабатывался по трехрядной системе разработки с плотностью сетки – 25 га / скв.
























2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика месторождения

Уникальное Приобское месторождение входит в крупную Хулымско – Приобскую зону нефтегазонакопления, которая в виде широкой полосы протягивается с севера на юг в центральной части Западно – Сибирской равнины.
В тектоническом отношении Приобское месторождение приурочено к сургутскому своду, самой крупной положительной структуре 1 порядка. Месторождение расположено в его юго – западной части.
Приобская структура согласно тектонической карты мезозойско – кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизе (ред. Нестеров И.И.,1980г.), располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.
Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.
Геологический разрез Приобского месторождения (рис.2.1.) сложен мощной толщей (более 3000м) осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. Интерес представляют осадочные мезозойско-кайнозойские отложения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность, залегающие на породах доюрского комплекса. представленных корой выветривания.
Доюрские образования (Pz). В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.
Юрская система (J). Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).
Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава. Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываюся верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит.
Абалакская свита сложена темносерыми до черногоцвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.
Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.
Меловая система (K). Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами. В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.
В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.
Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС1-БС12.
Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС7, АС9, АС10, АС11, АС12. Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.
Выше залегают темно - серые до черных глины алымской свиты ( K1a) в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.
Викуловская свита (K1a-al) состоит из двух подсвит. Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.
Ханты-Мансийская свита (K1a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.
Уватская свита (K2s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.
Берцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.
Ганькинская свита (K2mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м.
Палеогеновая система (P2). Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.
Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.
Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.
Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.
Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.
Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.
Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.
Четвертичная система (Q). Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.

2.2 Продуктивные пласты

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км.
Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.
Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой..
Основные запасы нефти на Приобском месторождении приурочены к группе пластов АС10-АС12.
Условиям их формирования посвящены многочисленные работы А.Л.Наумова, А.А.Нежданова, В.И.Игошкина, Г.Н.Гогоненкова, Карогодина Ю.Н. и др../9,16,17,25,26,27/. Результаты их исследований свидетельствуют о клиноформном строении неокомских отложений Приобского месторождения. Основой для таких выводов послужила модель бокового заполнения морского бассейна терригенным материалом при переходе от мелководно-шельфовой области к относительно глубоководной недокомпенсированной впадине, по которой источник поступления обломочного материала располагался на востоке. В периоды трансгрессий, при относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении береговой линии, накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании региональных клиноформ. В периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией поступал более грубый обломочный материал. Важным фактором, определившим особенности седиментации и контролирующим распространение песчаных тел-коллекторов и фильтрационно - емкостных свойств коллекторов явилась геоморфология дна бассейна. Структурный фактор имел второстепенное значение.
Согласно этой модели выделяется три основных ее элемента: пологая, слабо наклоненная мелководная шельфовая терраса (ундаформа), сменяющий ее к западу относительно крутой аккумулятивный склон (клиноформа) переходящий в более пологое подножие и относительно глубоководная некомпенсированная впадина (фондоформа). Карогодин Ю.Н. и др. склонны считать, что клиноформы представляют собой дельтовые образования. По их мнению, бассейновые процессы не в состоянии перераспределять огромное количество поступающего в приемный бассейн осадочного материала. Пользуясь их терминологией, применяемой к дельтам, так называемый «шельф» относится к «дельтовой платформе», «склон шельфа» к склону дельты, а «бровка шельфа» к фронту дельты. Широкое развитие типично шельфовых фаций в пределах дельтовых платформ дает основание относить существующие в то время палеодельты данного района к деструктивным, в которых преобладали бассейновые процессы. Последние преобладали в периферийных районах дельтовых платформ .
В разрезе продуктивных неокомских отложений выделено несколько пластов: АС123, АС121-2, АС120, АС112-4, АС111, АС110, АС102-3, АС101,АС100, объединенные в три продуктивных горизонта и пласты АС9, АС7.
Продуктивный горизонт АС12 . Пачка продуктивных пластов АС12 залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. По площади развития коллекторов она представляется наиболее обширной. Вскрыт практически всеми пробуренными скважинами и представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с экстремумами эффективной толщины в центральной части ( до 42 м. в районе скв. № 237 ) , и также на локальных участках в восточной зоне ( 37,6 м. в районе скв. №261 ). Размеры залежи нефти горизонта АС12 - 42х25км. Нефтенасыщенная толщина 21,8 м., проницаемость низкая 5,1 мД.
В составе горизонта АС12 выделяется три объекта: АС120, АС12 1-2, АС123, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, толщина которых колеблется от 4-10 м.
Зона развития коллекторов пласта АС120 приурочена к центральной части месторождения. Основная залежь представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Глубина залегания – 2555 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 м. ( скв. № 172 ) до 27 м. ( скв. № 262 ). Наиболее высокая отметка – 2483 м. зафиксирована в скв. № 262, наиболее низкая – 2647м. в скв. №245. Площадь нефтеносности почти 27 тыс.га, коэффициент песчанистости 0,45, коэффициент расчлененности 7. Запасы нефти составляют 12 % от запасов горизонта.
Пласт АС121-2 занимает наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдается в виде мощного субмеридианально вытянутого линзовидного песчаного тела, приуроченного к центральной части месторождения. Основная залежь пласта приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями (район скв. № 242, 180 ) и впадинами ( район скв.№ 246, 400 ) с зонами перехода между ними. Продуктивный пласт АС121-2 включает, вероятно, ряд самостоятельных по условиям осадконакопления песчаных тел, о чем свидетельствует сложное тонкое чередование песчано - алевролитовых разностей, текстурно – структурные особенности отложений по разрезу. Нефтенасыщенная толщина изменяется в широком диапазоне от 0,8м. ( скв.№ 407 ) до 40,6м. (скв. № 237 ), при этом зона максимальных толщин (более 12м.) охватывает центральную часть залежи, а также восточную (район скв. № 261 ) . Площадь нефтеносности - 93 тыс.га . Нефтенасыщенная толщина 11,3 м. Основная доля запасов ( 81% ) приходится на пласт АС121-2 . Коэффициент песчанистости 0,4 . Коэффициент расчлененности 10 .
Породы-коллектора пласта АС123 представлены в виде
·БЙ . Запасы нефти составляют всего 7 % от запасов горизонта АС12 .

Таблица 2.1.
Геолого – физическая характеристика пластов







Параметры
Горизонты , пласты


А10(1)
А10(2-3)
А11(1)
А12(1-2)
А12(3)

Средняя глубина, м.
2387
2464
2434
2673
2695

Тип залежи
Литологически экранированный

Тип коллектора
Терригенный, поровый

Нефтенасыщенная






Толщина ,м.
3,5
6,6
10,6
11,3
4,4

Средняя






Проницаемость
19
18
47
5,4
4,8

Средняя пористость,






Д. Ед.
0,19
0,19
0,2
0,18
0,18

Пластовое давление,






Мпа
234
243
246
251
254

Давление






Насыщения, МПа.
9,9
8,7
11,8
10,2
14,3

Пластовая






Температура, С.
88
87
89
88
92

Вязкость пластовой






нефти, Па * с.
1,52
1,85
1,37
1,6
1,6

Вязкость пластовой






воды
0,36
0,36
0,35
0,35
0,35

Соотношение вяз-






кости нефти и воды
4,2
5,1
3,9
4,6
3,1

Плотность нефти в






Пов.усл. кг/м3
873
869
869
869
886

Плотность нефти в






Пл. усл.кг/м3.
785
782
769
792
753

Содержание серы






В нефти, %.
1,32
1,08
1,26
1,21
1,11

Содержание пара-






фина в нефти, %.
2,65
2,35
2,48
2,48
2,64

Газосодержание,






М3/т.
67
66
80
69
69

Газовый фактор,






М3/т.
54
55
70
59
59

Начальные запасы






нефти (кат. С1+С2),






тыс. т.






- балансовые
142804
195348
665775
1021268
75886

- извлекаемые
32318
45172
256188
231552
10746



2.3 Характеристика водоносных комплексов

Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно--Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.
Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.
В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:
1- водоносный горизонт четвертичных отложений;
2- водоносный горизонт новомихайловских отложений;
3- водоносный горизонт атлымских отложений.
Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт (Ф8).
Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и практически застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.
Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.


2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности , давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового ( высокая степень пережатия).
Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.
В таблице 2.2. представлены данные компонентного состава нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефтей по пласту АС12.
Нефти пластов близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56 %, суммарное содержание углеводородов С2Н6 - С5Н12 - 19,85 %. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.




Таблица 2.2 - Компонентный состав
Наименование, мольное содержание,%
Пласт АС12


При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных усл.
При дифференц. разгазировании пластовой нефти в рабочих усл.
Пластовая нефть


выделив. газ
нефть
выделив. газ
Нефть


Двуокись углерода
1,08

1,67
0,02
0,57

Азот + редкие,
0,96

0,76
0
0,27

в т.ч. гелий
0,009





Метан
64,29
0,04
68,28
0,05
23,87

Этан
8,25
0,06
11,11
0,48
4,10

Пропан
13,67
1,07
11,81
3,24
6,18

Изобутан
2,30
0,40
1,27
1,05
1,16

Норм. Бутан
5,79
2,38
3,24
3,91
3,69

Изопентан
1,29
1,42
0,56
1,80
1,25

Норм. Пентан
1,42
2,88
0,70
2,93
2,19

Гексаны
0,67
7,49




Гептаны
0,26
6,68
0,60
86,52
56,72

Остаток (С8+ высшие )
0,02
77,58




Малекул.масса
27,19
225
24,51
218
150,2



Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2 - 9,2 %.
Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1 - 9,6 %, пентанов 2,7 - 3,2 %, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95 - 1,28 %. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1 %.
Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.
Нефть пласта АС10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350 °С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350 °С от 45 % до 54,9 %.
Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II Т1П2, пластов АС11 и АС12 - II Т2П2.
Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.
Условия сепарации следующие:
1 ступень - давление 0,785 МПа, температура 10 °С;
2 ступень - давление 0,687 МПа, температура 30 °С;
3 ступень - давление 0,491 МПа, температура 40 °С;
4 ступень - давление 0,103 МПа, температура 40 °С.



3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке Приобского месторождения

Приобское месторождение введено в разработку в 1988 году. Месторождение разрабатывалось по проектному документу «Уточненные показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения», составленного СибНИИНП в 1988 году.
С 1997 года разработка месторождения ведется по «Дополнению к технологической схеме опытно - промышленной эксплуатации Левобережной части приобского месторождения, включая Пойменный участок № 4 », с реализацией блоковой трехрядной системы ( плотность сетки - 25 га./ скв.). С переходом в дальнейшем на более поздней стадии на блочно - замкнутую систему, в зоне раздельного залегания пласта АС12 - применение площадной семиточечной системы заводнения (плотность сетки -25 га/скв.).
На Приобском месторождении с начала разработки на 1.01.1999 года добыто 5761.260 тыс.т. нефти, средний дебит по скважинам составил 11,7 т/сут., обводненность 3,46 %. Закачено в продуктивные пласты 7400 тыс.м3. воды, накопленная компенсация 90,7 %.
В 1998 году продолжены работы по реализации проектных решений, принятых в 1997 году по Левобережной части месторождения. Основная деятельность была направлена на усовершенствование системы ППД. В результате проведенных работ были получены следующие результаты:
- вырос средний дебит по эксплуатационному фонду скважин с 11,7 т/с до 12 т/с.
- соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.
- сократился бездействующий фонд скважин с 104 до 92 скважин.
В таблице 3.1 приведено выполнение мероприятий за 1998 год.


Таблица 3.1 - Выполнение геолого - технических мероприятий за 1998 год

Показатели
Факт
План

Добыча нефти, тыс.т
1195
1335

Бурение, тыс.м
40,8
225

Ввод новых добывающих скв., шт.
40
61

Средний дебит новых скв., м3/сут
18
40

Эксплуатационный фонд скв., шт.
411
450

Действующий добывающий фонд скв., шт.
319
354

Бездействующий фонд скв., шт.
92
88

Фонд нагнетательных скв., шт.
102
139

Перевод скв. в ППД, шт.
28
40

Закачка воды, тыс.т
2172,5
1907

Количество КРС, шт.
50
91

Количество ПРС, шт.
276
361

Обводненность, %
3,44
5,3

Количество ГРП, шт.
28
80



Всего добыча нефти за 1998 год составила 1195 тыс.т. при плане 1335 тыс.т.
Основные причины невыполнения плановых показателей по добыче являются:
- снижение производственных показателей, в связи с финансовыми трудностями;
- невыполнение плана по вводу новых скважин;
- невыполнение плана по переводу скважин под закачку.
Основные потери в добыче нефти представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Потери в добыче нефти
Мероприятия
План, тыс.т.
Факт, тыс.т.
Отклонение, тыс.т.

Ввод новых, скв.
163
0,588
-162,412

ГРП
115
68,8
- 46.2

КРС
20
11
- 9

Итого
298
80,388
- 217,612



Добыча нефти по продуктивным пластам за 1998 год составила: АС10 - 362,1 тыс.т ; АС11 - 260,9 тыс.т ; АС12 - 572 тыс.т.
Темпы отбора в целом по месторождению составили 0,2 % , по участку 2,15 % от начальных извлекаемых запасов.
Прирост добычи нефти в 1998 году получен в основном из продуктивных пластов АС11 и АС12.
По пласту АС12 наблюдается снижение объемов добычи, это связано с тем, что по пласту АС12 проводилась основная доля ГРП в 1997 году, а также сказывается слабое влияние закачки воды.
Основной объем добычи нефти пришелся на скважины, оборудованные ЭЦН - 70,6 %, ШГН - 25,8 %, фонтаном - 3,6 %. Суточная добыча нефти увеличилась с 3258 тонн в январе до 3452 тонн в декабре. Средний дебит нефти по скважинам в целом по месторождению увеличился с 11,5 т/сут. до 12 т/сут., по пластам наблюдается увеличение среднего дебита: с 8,6 до 9,5 т/сут ( пласт АС10 ), с 7,2 до8,2 т/сут ( пласт АС11 ), а по пласту АС12 - снижение.с 8,5 до 7,5 т/сут.
Эксплуатационный фонд скважин на 1.01.99 год составил 411 скважин: действующий фонд скважин - 319, бездействующий фонд - 92.
Эксплуатационный фонд скважин снизился с 432 до 411 скважин, за счет перевода скважин под закачку, из бурения принято - 4 скважины, в т.ч. 2 скважины из освоения прошлых лет и 1скважина из пьезометрического фонда. Наблюдается снижение бездействующего фонда скважин со 104 скважин до 92.
В 1998 году закачено в продуктивные пласты 2172,5 тыс.м3. воды и 7400 тыс.м3 - с начала разработки. Накопленная компенсация составила 90,7 %, текущая 139,6 %.
Под закачку переведено 28 скважин, средняя приемистость составила на скважину 97 м3/сут.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.
Фонд нагнетательных скважин на 1.01.99г.: эксплуатационный фонд - 102, действующий фонд - 69, бездействующий фонд - 30,освоение - 3.
В целом по залежам пластов АС11 и АС12 наблюдается рост пластовых давлений АС11 - с 248,5 атм. до 253,7 атм., АС12 - с 258,9 атм. до 264 атм., что превышает первоначальное давление. А по пласту АС10 наблюдается незначительное снижение пластового давления с 248,2 атм. до 247,8 атм.
В бездействующем фонде скважин находится 29 % , это связано с тем что нагнетательные скважины с низкой приемистостью на зимний период законсервированы, для предотвращения замораживания коллекторов.
Накопленная компенсация по месторождению увеличилась на 10 %, что связано с увеличением объемов закачки в продуктивные горизонты. По пластам АС10 увеличилась с 82 % до 88 %, АС11 - с 40 % до 60 %., АС12 - с 97 % до 111 %.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам: АС10 - 5,8:1, АС11 - 8:1, АС12 - 4,9:1.
Компенсация по пласту АС12 с начала разработки достигла 111 % с одновременным ростом пластового давления в целом по залежи и соотношение добывающих скважин самое лучшее близкое к проекту, все это говорит, что увеличение закачки по пласту АС12 не нужно, а необходимо распределение ее по площади.
По пластам АС10 и АС11, как видно из таблицы, необходимо увеличение объемов закачки и увеличение фонда скважин, все это предусмотрено программой работ 1999 года. Особенное внимание необходимо уделить очистке призабойных зон нагнетательных скважин и уменьшение механических примесей на водозаборах.

3.2 Выбор системы разработки

По всем основным пластам Приобского месторождения утверждена линейная трехрядная система разработки с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между рядами и скважинами 500 м. Нагнетательные ряды расположены в направлении с запада на восток.
По пласту АС12 был размещен один элемент площадной семиточечной системы с расстоянием между скважинами 500м в районе № 181 разведочной скважины.
Рассмотрено 2 варианта ориентации нагнетательных рядов скважин.
Первичным вариантом предусматривается расположение нагнетательных рядов в крест простерания продуктивных пластов (с запада на восток).
Вторым (рекомендуемым) вариантом предусматривается изменение направления разрезающих рядов нагнетательных скважин с севера на юг. Это достигается путем разворота ранее принятой сетки на 90 и смещением скважин через ряд на 250м.
Решением об изменении направления разрезающих рядов связано с необходимостью применения на этих пластах массовых глубокопроникающих гидроразрывов пласта.
При применении ГРП по информации специалистов совместного предприятия Юганскфракмастер, трещины в основном распространяются в меридиональном направлении. При традиционном размещении нагнетательных рядов в крест простирания (с запада на восток) имеется максимальная вероятность ускоренного обводнения продукции добывающих скважин. Это связано с распростроением трещин, в основном, перпендикулярно нагнетательным рядам, что приводит к сокращению расстояния между нагнетательным рядом и проводящим каналом (трещиной).
Рекомендуемая ориентация нагнетательных рядов вдоль простирания (с севера на юг) уменьшает вероятность быстрого обводнения. В этом случае трещины, образуемые ГРП, ориентированы параллельно нагнетательным рядам. Такая ориентация трещин приводит к увеличению схвата пласта и более равномерному продвижению фронта вытеснения. Наличие трещин, образованных ГРП, обеспечивает увеличения приемистости (при необходи-мости за счет ГРП в нагнетательных скважинах) и дебита добывающих скважин.
В рекомендуемом варианте также выделен участок, разбуриваемый по проектным решениям предыдущей работы. В местах стыковки ранее предложенной схемы расположения скважин и рекомендуемой к реализации с применением ГРП скважин произведено смещение скважин. Расстояние между скважинами в местах стыковки варьируется от 125 до 375м.
В процессе разработки первоочередного участка должны быть выявлены положительные и отрицательные стороны вариантов размещения нагнетательных рядов с востока на запад (расположенные перпендикулярно распространению трещин) и с севера на юг (параллельно распространению трещин).
Кроме того, в рекомендуемом варианте предлагается испытать применение горизонтальных скважин на горизонте АС12 .
Цель бурения горизонтальных скважин - достижения дебита превышающего рентабельный, увеличение охвата пласта заводнением и воздействием, что в конечном счете приводит к увеличению нефтеотдачи пласта. Это позволит вовлечь в разработку горизонт АС12 Приобского месторождения и идентичные залежи других месторождений.
К испытанию предложены три варианта размещения горизонтальных скважин в разных горизонтах АС12 ( район скважины 76-78 , район скважины 84 проектных на горизонт АС12 и район скважин 123 , 279 , 274 проектных на горизонт АС10).
Первый вариант - параллельное размещения нагнетательных и добывающих скважин с длиной горизонтального участка скважины 750 м и со смещением местоположения входа в пласт нагнетательной скважины по отношению к добывающим на 250м. Расстояние между стволами нагнетательной и добывающей скважиной 500м.
Вторым вариантом предусмотрено бурение пятиточечного элемента, образующегося четырьмя горизонтальными добывающими скважинами с длиной горизонтальной части 600м. Расстояние от забоев и точек входа в пласт до точки пересечения осей стволов скважин, расположенных перпендикулярно, 200 м. В центре элемента бурится вертикальная нагнетательная скважина. При необходимости в нагнетательной скважине производится локальный (неглубокопрникающий) ГРП с целью обеспечения необходимой приемистости.
В третьем варианте бурение горизонтальных скважин предусматривается по семиточечному элементу с шестью горизонтальными добывающими скважинами и вертикальной нагнетательной скважиной в центре. Длина горизонтальных частей скважин от 375 м до 425 м. Расстояния от забоев и точек входа в пласт до точки пересечения осей стволов скважин от 100 до 200 м. При необходимости в нагнетательной скважине производится локальный (неглубокопроникающий) ГРП с целью обеспечения необходимой приемистости.
Местоположение этих элементов нанесено на карте размещения скважин горизонта АС12 и на совмещенной карте. В процессе бурения местоположение этих элементов может быть скорректировано.
По результатам разработки горизонта АС12 с применением ГРП и по результатам разработки элементов с горизонтальными скважинами будет принято решение о перспективах развития этих методов на Приобском месторождении.

3.3 ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ И МОНТАЖ ОБОРУДОВАНИЯ

Наземное оборудование электронасосов не требует монтажа фундаментов и других сооружений.
Погружной насосный агрегат в собранном виде спускают на насосно-компрессорных трубах.
Перед спуском на устье необходимо выполнить следующие работы:
1) установить хомут-элеватор на электродвигателе, поднять электродвигатель с мостков, спустить его на устье скважины и снять предохранительную крышку;
2) установить хомут-элеватор на протекторе, поднять протектор над скважиной, снять предохранительную крышку с нижнего конца протектора, проверить вращение вала протектора и электродвигателя шлицевым ключом, установить свинцовую прокладку на электродвигатель, соединить вал протектора с валом двигателя гилицевой муфтой, соединить протектор с электродвигателем;
3) снять хомут-элеватор с электродвигателя и опустить двигатель с протектором в устье скважины;
4) снять предохранительную крышку с верхнего конца протектора и проверить вращение вала гилицевым ключом;
5) поднять электродвигатель с протектором над фланцем обсадной колонны и снять упаковочные крышки с кабельного ввода электродвигателя и кабельной муфты, проверить изоляцию;
6) установить свинцовую прокладку в паз кабельного ввода, соединить кабельную муфту с концами обмотки статора электродвигателя и слегка закрепить гайками, не допуская полного уплотнения;
7) вывинтить пробку для выпуска воздуха из нижней камеры протектора и пробку обратного клапана в головке двигателя, ввинтить на место пробки штуцер напорного шланга заправочного насоса; закачать в двигатель жидкое масло до появления его в отверстии нижней камеры протектора и в зазоре неплотно затянутой кабельной муфты; вывинтить штуцер заправочного насоса и ввинтить на место пробку обратного клапана головки двигателя;
8) ввинтить пробку в протектор и затянуть гайки, с помощью которых кабельная муфта крепится к двигателю; опустить двигатель с протектором в скважину до посадки хомута на протекторе на фланец обсадной колонны и проверить вращение двигателя включением в электросеть;
9) навинтить патрубок-проводник на насос, поднять насос с мостков, снять предохранительную крышку с конца насоса, вывинтитьь пробку в основании насоса, проверить вращение вала насоса шлицевым ключом; установить свинцовую прокладку и шлицевую муфту на вал протектора и соединить насос с протектором;
10) снять хомут-элеватор с протектора, поднять протектор над фланцем обсадной колонны; вывинтить пробку обратного клапана протектора и ввинтить на ее место штуцер заправочного насоса с жидким маслом; вывинтить пробку из спускного отверстия протектора и закачать жидкое масло до его появления в спускном отверстии протектора;
11) ввинтить пробку в спускное отверстие протектора продолжать закачивать жидкое масло до появления его в отверстии основания насоса;
12) ввинтить в отверстие основания насоса манометр и спрессовать агрегат;
13) при отсутствии течек масла в соединениях вывинтить манометр и штуцер заправочного бачка;
14) ввинтить воздушную пробку протектора и открыть перепускной клапан протектора на 1,5-2 оборота;
15) при появлении густого масла в отверстии основания насоса закрыть пробку, спустить агрегат и установить предохранительные кожухи;
16) подключить кабель и произвести пробный запуск насоса.
Так как к насосно-компрессорным трубам необходимо хомутами крепить кабель питания электродвигателя, обычный автомат АПР-2ВБ не может быть применен для свинчивания труб. Для механизации работ по спуску погружных электроцентробежных агрегатов ВНИИнефтемашем разработан автомат АПР-2ЭПН, представляющий собой сочетание автомата АПР-2 с автоматической приставкой, оснащенной автоматическим центрирующим устройством и системой съема и надевания хомутов.
После спуска труб при их подвеске на планшайбе следует провести заключительные операции:
1) ввинтить подъемный патрубок в планшайбу, поднять ее с мостков и навинтить на колонну труб;
2) приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины и посадить колонну труб на колонный фланец;
3) вывинтить подъемный патрубок из муфты планшайбы;
4) установить и закрепить сектор планшайбы;
5) поднять и вывинтить арматуру (тройник и задвижку) в муфту планшайбы;
6) соединить нагнетательную линию арматуры и проверить работу насоса и станции управления.
При подвеске труб и переводной катушки необходимо:
1) снять кабель с подвесного ролика;
2) поднять переводной патрубок вместе с переводной катушкой и навинтить на колонну труб;
3) приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины;
4) протащить свободный конец кабеля в отверстие катушки;
5) посадить колонну труб на крестовик и закрепить переводную катушку с крестовиком болтами;
6) установить сальниковое уплотнение;
7) отсоединить переводной патрубок от переводной катушки;
8) поднять елку арматуры и соединить ее с переводной катушкой;
9) соединить нагнетательные линии арматуры.
Автотрансформатор и станция управления имеют салазки, и для них не требуется изготовлять фундаменты. Их устанавливают на полу дощатой будки, которая защищает их от атмосферных осадков и заносов зимой.
В последнее время для скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами (ПЭЦН), вместо планшайб применяют специальную арматуру, которая отличается от обычной фонтанной конструкцией катушки, предназначенной для пропуска кабеля. Для этого в катушку вварена сальниковая камера, уплотненная набивкой. Подвеска насосных труб аналогична подвеске подъемных труб в фонтанных скважинах. Эту арматуру выпускают тройниковой и крестовой.
Для транспортировки оборудования погружных центробежных электронасосов используют специальные агрегаты. Погружное оборудование (насос, двигатель и гидрозащиту) доставляют на скважину не соединенными друг с другом. Все перевозимое оборудование должно быть закреплено. При отсутствии специальных машин оборудование установок погружных центробежных электронасосов перевозят на бортовых машинах с длинным кузовом, при этом насос и двигатель должны транспортироваться в специальных футлярах. Можно использовать для перевозки ПЭЦН специально изготовленные сани. Кабель перевозят намотанным на барабан.
Кантовать и сбрасывать оборудование установок погружных центробежных электронасосов категорически запрещается.
Станции управления необходимо перевозить, соблюдая правила транспортировки контрольно-измерительной и релейной аппаратуры.
Погрузку и разгрузку двигателей и секций насоса производят специальным приспособлением с захватом в двух местах (расстояние между точками захвата должно быть не менее 1,5 мм).

3.4 ПУСК И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВКИ

Освоение скважин, оборудованных УЭЦН, является основной технологической операцией в процессе эксплуатации УЭЦН. От правильного выполнения этой операции зависит наработка на отказ подземного оборудования УЭЦН. В период освоения оборудование скважины работает в осложненных условиях, т.к. в скважине находится жидкость глушения более высокой плотности, чем скважинная жидкость. Поэтому, даже при откачки уровня жидкости из скважины на величину напора насоса, пласт не полностью включается в работу.
При глушении жидкость глушения проникает в призабойную зону пласта, образуя водонефтяную эмульсию, вязкость которой в несколько раз выше вязкости нефти.
Водонефтяная эмульсия снижает приток жидкости из пласта в скважину в период вывода УЭЦН на заданный технологический режим.
На освоение скважины влияют следующие факторы:
а) ухудшенное охлаждение электродвигателя (ПЭД) из-за откачки жидкости из затрубного пространства, когда приток из пласта минимальный;
б) большая нагрузка электродвигателя по мощности, вследствие откачки жидкости глушения, имеющей высокую плотность (удельный вес);
в) присутствие в стволе скважины водонефтяной эмульсии, остающейся после глушения скважины, в некоторых случаях происходит срыв подачи насоса при сравнительно высоком динамическом уровне в скважине;
г) вероятность работы насоса с обратным вращением.
Компоновка подземного оборудования УЭЦН (сверху вниз) следующая: колонна НКТ с кабелем, сливной клапан, сбивной клапан, две НКТ, электроцентробежный насос (ЭЦН), гидрозащита, погружной электродвигатель (ПЭД).
Лица, участвующие в запуске УЭЦН в работу должны знать:
1) тип и размер установки;
2) тип ПЭД, его номинальный ток и напряжение;
3) глубину спуска установки;
4) диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;
5) объем жидкости глушения;
6) статический уровень жидкости в скважине.
Запуск установки производится после определения величины сопротивления изоляции, наличии исправного манометра на буферной задвижке фонтанной арматуры.
При "не развороте" ЭЦН запрещается увеличение времени подачи напряжения на двигатель установки более 5 секунд.
Повторный запуск производится после проверки параметров работы всего наземного оборудования и величины напряжения, подаваемого на ПЭД, с изменением вращения ПЭД.
При "тяжелом развороте" установки повторный запуск после срабатывания защиты производится через 20 минут, с изменением направления вращения и проверки работоспособности наземного оборудования.
При "неразвороте" ЭЦН решение о дальнейшем проведении работ принимает начальник ПРЦ ЭПУ по согласованию с Производственным отделом Управления добычи.
После запуска УЭЦН правильность его вращения определяется одним из следующих методов:
а) по большому дебиту УЭЦН;
б) по большему буферному давлению, когда перепад давления 4...6 атм. (0,4... 0,6 МПа) устанавливается линейной задвижкой;
в) по большому снижению динамического уровня. Время, необходимое для подъема жидкости до устья, определяется по формуле:


t=(Нст*К*100)/Qном, (с),

где Нст - статический уровень, (м),
К - коэффициент, К=2 для НКТ диаметром 60 мм (2 "), К=3 для НКТ диаметром 73мм (2,5").
При отсутствии подачи после истечения расчетного времени, следует остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на время, равное времени предыдущей работы, а затем запустить, изменив направление вращения. Если и в этом случае подача отсутствует, то дальнейшие действия согласовываются со старшим технологом ЦДНГ.
После появления подачи и определения правильного вращения УЭЦН начинается освоение скважины.
Запрещается освоение УЭЦН при дебите ниже минимально-допустимой подачи ЭЦН, или при давлении на приеме УЭЦН ниже 40 атм. (4 МПа).
Запрещается освоение скважины без замера дебита и прослеживания динамического уровня.
При неисправности замерного устройства освоение скважины необходимо производить с обязательным прослеживанием уровня, силы тока, напряжения, сопротивления изоляции.
Оператор, занимающийся освоением скважины, заполняет «Карточку вывода на режим». При выводе на режим снятие параметров УЭЦН (Ндин, Q, I, R, U) производится для УЭЦН, номинальной подачей 20, 50, 80 м /сут, один раз в течение первого часа, для УЭЦН, номинальной подачей 125 м /сут и выше, не реже одного раза в течение 30 минут. В дальнейшем для всех типоразмеров снимаются не реже чем один раз в 30 минут.
Контроль параметров работы УЭЦН (I, U, R) осуществляется электромонтером ЦБПО ЭПУ не реже 1 раза в смену и в течение всего времени вывода скважины на режим.
Появление нефти из пробоотборника не является показателем того, что пласт включился в работу (в процессе глушения скважины может произойти неполное замещение жидкости глушения скважины).
После первоначального запуска через 2 часа работы необходимо остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на 2 часа.
В случае, когда за 2 часа работы после запуска УЭЦН динамический уровень и дебит стабилизируются, появляется газ в затрубном пространстве, свидетельствует о том, что пласт включился в работу, скважина осваивается без остановки.
В противном случае освоение скважины происходит циклически: необходимое время на восстановление уровня жидкости должно быть равно времени предыдущей работы УЭЦН, но не менее двух часов.
При необходимости, прослеживается кривая восстановления уровня, для определения дебита скважины.
Категорически запрещается оставлять УЭЦН в работе в момент вывода на режим без контроля.
Показания заносятся в карточку вывода на режим. При отсутствии карточки вывод на режим считается бесконтрольным и расценивается как некачественный вывод скважины на режим.
УЭЦН считается выведенным на режим, если за последние 2 часа работы не наблюдается снижение дебита, тока, динамического уровня, давление газа в затрубном пространстве больше 0.
Обсадные колонны скважин должны быть связаны между собой колонной головкой, которая испытывается после монтажа на давление, не превышающее давление опрессовки колонны, принимаемой по установленной норме. Опрессовка колонной головки на пробное давление должно производиться до установки ее на устье.
Устье скважины оборудуется стандартной арматурой, рабочее давление должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема сборки арматуры должна быть утверждена объединением.
Арматура до установки на устье скважины должна быть спрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом. Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть спрессована на максимальное давление для данной эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.
Арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться с полным комплектом шпилек и с уплотнениями, предусмотренными техническими условиями на монтаж арматуры.
Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах должны устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.
При обслуживании верхней части арматуры оператор обязан пользоваться стационарной площадкой.
При обслуживании ЭЦН не допускается пропуск нефти и газа через сальник кабельного ввода.
Сальник кабельного ввода запрещается подтягивать во время работы скважин. Эти работы выполняются при подземном ремонте скважин при отключенной УЭЦН и при полностью стравленном давлении в затрубном и трубном пространстве.
При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН, открывать дверку станции управления и смотровое окно трансформатора запрещается.
Для пуска ЭЦН открыть манифольдную и центральную задвижки, включить рубильник на вводе на станции управления, нажать кнопку «пуск» или повернуть ручку в положение «пуск». Останавливать насос следует в обратном порядке: отключить контакт, затем рубильник на вводе. Если после двух попыток запуска ЭЦН не заработал, то отключить его и сообщить диспетчеру. При отключении и включении пользоваться подставками и перчатками.
Если наземное оборудование ЭЦН установлено в будке, станция управления должна быть расположена таким образом, чтобы при открытых дверях ее обеспечивался свободный выход наружу.
Дверца станции должна иметь замок, ключ от которой должен находиться у лица, обслуживающего установку ЭЦН.










4 Техническая часть

4.1 Конструкция скважин

Эксплуатационная надежность скважины во многом определяется ее конструкцией. Для Приобского месторождения с учетом геолого-технических условий проводки скважин, уровня современной применяемой технологии, условий предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения и последующей эксплуатации скважин рекомендуется следующая их конструкция:
направление диаметром 323,9 мм. спускается на глубину 40м., подъем цемента до устья;
кондуктор диаметром 244,5мм. – глубиной спуска для добывающих скважин – 750 м., для нагнетательных – 750 м., цементируются до устья;
эксплуатационная колонна из труб западного производства диаметром 146,1 м., спускается до проектного забоя, цементируется с подъемом цементного раствора на 100 м. выше башмака кондуктора.
Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по колонне насосно-компрессорных труб.
Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надежную эксплуатацию скважин в течении всего срока разработки месторождения при проектном давлении нагнетания . В целях защиты обсадной колонны нагнетательных скважин от высокого давления нагнетания ( 18,0 МПа ) низ колонны НКТ следует оборудовать пакером. Устья нагнетательных скважин рекомендуется оборудовать арматурой типа АНК -1-65х210 . В связи с тем, что на месторождении норма закачки менее 100м/сут., устья нагнетательных скважин при эксплуатации в зимнее время рекомендуется утеплять пенополистерольными колпаками и организовать обогрев гибкой электронагревательной лентой. Весь нагнетательный фонд должен быть оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды.

4.2 Назначение и конструкция ЭЦН

Установки погружных центробежных электронасосов предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости (нефти, воды, нефтяного газа и механических примесей) со следующими параметрами:
максимальная плотность жидкости - 1400 кг/м3 ;
температура откачиваемой жидкости – (не более) 90 оС;
максимальная объёмная доля свободного газа на приёме насоса - 25%;
максимальная концентрация сероводорода – (не более) 0,01 г/л;
максимальное содержание воды - 99 %;
водородный показатель рН откачиваемой жидкости - 6.0-8.5;
максимальная массовая концентрация твердых частиц – 0,1 г/л.
При содержании в жидкой среде механических примесей более 0.1 - 0.5 г/л следует использовать установки погружных центробежных электронасосов повышенной износостойкости. При содержании сероводорода в количестве 0.01-1.25 г/л - установки погружных центробежных электронасосов коро-зионно-стойкого исполнения.
Условное обозначение установок погружных центробежных электронасосов УЭЦНА5-250-800, где У-Установка, Э-привод от погружного электродвигателя, Ц-центробежный, Н-насос, 5-группа насоса, 250-подача (м3/сут), 800-напор (м) Фактический напор насоса с промежуточными подшипниками меньше, вследствие меньшего количества ступеней, из-за установки промежуточных опор.
Установка ЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (центробежного насоса ЭЦН) с электродвигателем ПЭД и кабельной линии, спускаемых в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, герметизируемых с помощью оборудования устья, и наземного электрооборудования (трансформатора и станции управления).
Насосы типа ЭЦН секционные. Каждая секция насоса представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу в стальном корпусе, выполненного из трубной заготовки. Направляющие аппараты, представляющие собой единый пакет, закреплены в корпусе насоса корпусом подшипника, а рабочие колеса посажены на валу при помощи шпонки, предотвращающей проворот их относительно вала, и имеют возможность свободно перемещаться вдоль вала.
В собранном насосе втулка рабочего колеса вращается в отверстии направляющего аппарата как в подшипнике, а само колесо опирается в бурт направляющего аппарата. Для уменьшения силы трения между опорной поверхностью рабочего колеса и буртом направляющего аппарата, обусловленной действующим на колесо осевым усилием, которое при нормальном режиме работы насоса направлено сверху вниз, в расточку нижнего диска колеса запрессована шайба из антифрикционного материала. По мере ее износа, рабочее колесо перемещается вдоль вала, оставаясь, всегда прижатым вниз (иногда возможен подъем колес).
Насос подвешивают на колонне насосно-компрессорных труб посредством расположенного сверху переводника, сделанного так, чтобы в случае падения насоса в скважину, его можно было бы легко захватить ловильным инструментом. Верхний переводник называют ловильной головкой.

Принцип действия ЭЦН
Принцип действия насоса можно представить следующим образом: жидкость, засасываемая через приемный фильтр, поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Для преобразования кинетической энергии в энергию давления жидкость, выходящая из рабочего колеса, направляется в неподвижные каналы переменного сечения рабочего аппарата, связанного с корпусом насоса, затем жидкость, выйдя из рабочего аппарата попадает на рабочее колесо следующей ступени и цикл повторяется. Центробежные насосы рассчитаны на большую скорость вращения вала.
Запуск насоса обычно производят при закрытой задвижке на нагнетательном патрубке (при этом насос потребляет наименьшую мощность). После запуска насоса задвижку открывают.
Основными параметрами насоса являются: подача, напор, потребляемая мощность и коэффициент полезного действия (КПД). Параметры насоса указываются при работе его на воде.
Напором насоса называют разность полной удельной энергии на выходе и входе в насос, выраженную в метрах.
Подача - это объем перекачиваемой жидкости, проходящий через напорный патрубок насоса в единицу времени. Подача выражается в л/сек, м3/ч, м3/сут.
Общий КПД центробежного насоса определяется произведением его частных КПД гидравлического, объемного и механического.





















Связь между основными параметрами электроцентробежного насоса определяются следующими формулами подобия:

H1 / H2 = D 12 / D22 ;

Q1 / Q2 = n1 / n2 ;

H1 / H2 = n12 / n22 ;

N1 / N2 = n13 / n23 ;

где D-диаметр рабочего колеса (мм), Q-подача насоса (м3/сут.), H-напор насоса (м), N-потребляемая мощность (кВт), n-частота вращения вала (об./мин.)

Ступень насоса

При конструировании погружных насосов для добычи нефти к их ступеням предъявляются особые требования: несмотря на ограниченные размеры, они должны развивать высокие напоры, отличаться простотой сборки, обладать высокой надежностью.
В многоступенчатых погружных насосах принята конструкция ступени с “плавающим”, свободно перемещающимся вдоль вала, рабочим колесом, закрепленным лишь при помощи шпонки для восприятия крутящего момента. Осевое усилие, возникающее в каждом рабочем колесе, передается соответствующему направляющему аппарату и воспринимается далее корпусом насоса. Такая конструкция ступени позволяет собрать на очень тонком валу (17 - 22 мм.) большое количество рабочих колес.
Для уменьшения силы трения направляющий аппарат снабжен кольцевым буртиком необходимой высоты и ширины, а рабочее колесо - опорной шайбой (обычно из текстолита). Последняя, являясь еще и своего рода уплотнением, способствует уменьшению перетока жидкости в ступени. Учитывая, что на некоторых режимах работы насоса (например, во время запуска при открытой задвижке, при Нст близком к нулю) осевые силы могут быть направлены вверх и колеса могут всплывать, для уменьшения силы трения между верхним диском рабочего колеса и направляющим аппаратом также применяют промежуточную шайбу из текстолита, но меньшей толщины.
В зависимости от условий работы для изготовления ступеней применяют различные материалы. Обычно рабочие колеса и направляющие аппараты погружных электронасосов изготовляют путем отливки из специального легированного чугуна с последующей механической обработкой. Состояние поверхностей и геометрия проточных каналов рабочего колеса и направляющего аппарата существенно влияют на характеристику ступени. С увеличением шероховатости значительно снижается напор и КПД ступени, поэтому при отливке рабочих органов ЭЦН необходимо добиваться необходимого качества поверхностей проточных каналов. В настоящее время широкое применение находят рабочие органы, изготовленные по технологии порошковой металлургии (НОВОМЕТ), качество поверхности которых очень высоко.
Для увеличения износостойкости рабочих органов в настоящее время применяются рабочие колёса из композиционного материала на основе полиамидных смол, изготовленных по технологии КОМПОЗИТ. Но в наших условиях высоких температур и большого содержания КВЧ изделия, изготовленные по технологии КОМПОЗИТ не зарекомендовали себя с лучшей стороны.

Рисунок 4.1 - Ступень УЭЦН (направляющий аппарат и рабочее колесо)

Осевые опоры вала

Поскольку втулка каждого рабочего колеса, посаженная на вал, вращается в ступице направляющего аппарата, как в подшипнике скольжения, вал насоса обычного исполнения не имеет других специальных опор, за исключением радиального подшипника скольжения сверху и снизу.
Осевые силы, действующие на рабочие колеса не передаются на вал. В этом случае вал насоса испытывает в основном осевое усилие от напора насоса, действующего на площадь поперечного сечения вала, и от собственного веса. Это усилие достигает величины порядка 400 кг и более. Основной опорой вала, воспринимающей осевое усилие, является узел пяты, расположенный в верхней части насоса. Пяту собирают с определенным зазором 1-0.5 мм, который устанавливают после монтажа ступеней в корпусе насоса. Дополнительной опорой вала воспринимающей часть нагрузок является узел пяты расположенный в гидрозащите. При износе пяты насоса вся нагрузка воспринимаемая ею, будет передаваться на пяту, расположенную в гидрозащите.

Обратный клапан, сливной клапан

Центробежный насос легче всего запускается при нулевой подаче (при закрытой задвижке). Из характеристик погружных насосов видно, что насос потребляет наименьшую мощность при нулевой подаче и максимальном напоре. При максимальной подаче и нулевом напоре насос потребляет максимальную мощность, которая, как правило, на 20 - 40 % превышает номинальную. В обычных стационарных центробежных насосах можно регулировать подачу и напор при запуске задвижкой, расположенной непосредственно у насоса на нагнетательном патрубке. В погружном центробежном электронасосе задвижка расположена на устье скважины и отстоит от насоса на несколько сотен метров. В этих условиях невозможно облегчить запуск насоса простым закрытием задвижки ввиду наличия в колонне НКТ воздуха или газа, способного к сжатию (в отличие от жидкости). После включения агрегата, насос станет работать в режиме максимальной подачи и не будет создавать максимального напора, вследствие сжатия газа (воздуха) в пространстве между насосом и задвижкой, а двигатель будет сильно перегружен. В зависимости от подачи насоса, диаметра НКТ и начального уровня жидкости, заполнение жидкостью может продолжаться довольно долго. Длительная работа двигателя с большой перегрузкой может повлечь за собой перегрев и выход его из строя. Для облегчения запуска погружных установок применяют обратный клапан, расположенный между насосом и колонной труб (на третьей трубе, считая от ловильной головки насоса). При наличии обратного клапана можно после спуска агрегата в скважину производить заливку НКТ жидкостью перед пуском и удерживать жидкость в трубах при последующих остановках насоса. Жидкость, находящаяся в колонне труб, значительно облегчает запуск насоса. Если закрыть задвижку на устье скважины, то перегрузка двигателя во время пуска будет сведена к минимуму.
Наличие обратного клапана усложняет подъем установки из скважины, жидкость удерживаемая клапаном при подъеме и развинчивании труб будет выливаться на мостки, к тому же присутствие жидкости существенно увеличивает вес поднимаемой колонны. Для устранения этого применяют сливной клапан, устанавливаемый выше обратного (на следующей трубе). Он представляет собой патрубок, напоминающий соединительную муфту, с двусторонней внутренней конусной резьбой, соответствующей определённому размеру насосных труб. В средней не нарезанной части патрубка имеется отверстие с резьбой, в которое ввинчивают штуцер. Сам штуцер изготовлен из латуни. С одного конца штуцера просверлено отверстие диаметром 5-8 мм на глубину 30 мм, переходящее у торца в гнездо под шестигранный ключ для ввинчивания штуцера в патрубок. На наружной поверхности в месте сверления штуцер имеет кольцевой надрез, перекрытый резиновым предохранительным кольцом. Для уплотнения штуцера в отверстии патрубка установлено резиновое кольцо, способное выдерживать большие перепады давления.
Перед тем, как приступить к подъёму погружного электронасоса из скважины, в насосные трубы сбрасывают металлический стержень. Последний, свободно падая в трубах, ударяется о выступающий внутрь труб удлинённый конец штуцера и отламывает его по линии надреза, открывая отверстие для слива жидкости из насосных труб.

Назначение и типы ловильных головок ЭЦН

Ловильная головка предназначена для крепления насоса к насосно-компрессорным трубам, а также для подъёма УЭЦН из скважины при полётах. В настоящее время в «ЮНГ» применяются ловильные головки только резьбового типа, в отличие от применявшихся ранее фланцевых модуль-головок. Это связано с тем, что основной процент полётов (обрыв установок с последующим уходом на забой) УЭЦН приходился на обрыв по болтам фланцевого соединения ловильной головки с НКТ. В этом сечении УЭЦН скапливается суммарное напряжение от вибрации всей установки, поэтому пришли к выводу об усилении сечения путем замены болтового соединения на резьбовое. Ловильная головка состоит из корпуса 2, с одной стороны которой имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны – цилиндрическая резьба для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.
Рёбра 3 прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо 4 герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.
Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633-80. Модули-головки насосов группы 6 имеют два исполнения: c резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ 633-80.
Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м3/сут, с резьбой 89 – более 800 м3/сут.

Назначение и конструкция ПЭД

Двигатель – асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсной, маслонаполненный, в обычном и корозионно - стойком исполнения, унифицированный серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД.
ПЭД состоит из электродвигателя и гидрозащиты.
ПЭД предназначен для работы от сети переменного тока частотой 50 Гц в качестве привода центробежных насосов модульного исполнения, для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин имеющих угол отклонения от вертикали, в месте подвески ПЭД, не более 40°.
ПЭД состоит из следующих сборочных единиц: статора, ротора, головки, основания и узла токоввода.
Статор - представляет собой цилиндрическую трубу, в которую запрессован магнитопровод.
Обмотка - однослойная протяжная катушечная в виде провода теплостойкой изоляцией.
Ротор - короткозамкнутый, многосекционный состоит из пустотелого вала, на котором собраны магнитные сердечники, чередующиеся с подшипниками скольжения.
Токоввод - состоит из изоляционной колодки к которой подведены выводные провода с наконечниками от обмотки.
В основании электродвигателя предусмотрены клапана для закачки масла в электродвигатель и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей.


Гидрозащита
Гидрозащита предназначена для изоляции внутреннего объёма погружного электродвигателя от пластовой жидкости, компенсации утечек и температурного расширения масла, выравнивания давления внутри ПЭД и давления пластовой жидкости.
Сегодня на Западно-Сибирских нефтяных месторождениях наиболее часто используются гидрозащиты типа 1Г51. Ранее в НЦБПО НПО применялась гидрозащита типа П92Д, которая подверглась модернизации и получила наименование П92ДН. Заводы выпускали менее распространённые типы гидрозащиты: ГК51, ПЛ, П92, ГПМ5, ГКТ92.

Устройство и принцип работы гидрозащиты 1Г51

Гидрозащита 1Г51 состоит из протектора, устанавливаемого между насосом и ПЭД, и компенсатора, который крепится к основанию ПЭД.
Протектор предназначен для защиты полости ПЭД от попадания пластовой жидкости. Протектор состоит из основания, корпуса, внутри которого расположена диафрагма, каркаса диафрагмы с опорами, вала, передающего крутящий момент электродвигателя к насосу, среднего ниппеля 5 с нижним торцовым уплотнением, пяты с подпятниками, верхнего ниппеля с верхним торцовым уплотнением и верхней головки. В ниппелях имеются отверстия для заполнения маслом полостей протектора. Отверстия герметично закрываются пробками со свинцовыми прокладками.
Диафрагма крепится на каркасе при помощи проволочных бандажей. Каркас диафрагмы одним концом входит в основание, другим в нижний ниппель. Внутренняя полость диафрагмы сообщается с полостью электродвигателя и изолирована от внутренней полости корпуса («задиафрагменной полости») нижним торцовым уплотнением, неподвижная часть которого установлена в нижнем ниппеле, а подвижная крепится на валу стопорным кольцом. Задиафрагменная полость соединяется с полостью между верхним и нижним ниппелем, в ней расположен узел пяты. Узел пяты состоит из двух неподвижно закрепленных подпятников и пяты, закрепленной на валу при помощи шпонки и стопорных колец. Узел пяты воспринимает осевые нагрузки, действующие на вал протектора. Верхнее торцовое уплотнение герметизирует полость узла пяты от пластовой жидкости. Крепление верхнего торцового уплотнения аналогично креплению нижнего. На верхний ниппель наворачивается головка протектора. Головка и основание протектора имеют фланцы для соединения с насосом и ПЭД. На период транспортирования и хранения протектор закрыт крышками и
Компенсатор ГД51 предназначен для компенсации утечек и температурного расширения масла в электродвигателе, а также для выравнивания давления масла в двигателе при спуске УЭЦН в скважину. Он представляет собой корпус в виде трубы, внутри которого размещён каркас с диафрагмой. Диафрагма крепится к каркасу проволочным бандажом. В головке имеется перепускной клапан с пробкой, соединяющий полость двигателя с полостью диафрагмы. Отверстие для заполнения полости диафрагмы маслом герметизируется пробкой со свинцовой прокладкой. В нижней части корпуса предусмотрены отверстия для сообщения задиафрагменной полости с пластовой жидкостью. На период хранения и транспортирования компенсатор закрыт крышками.
В гидрозащите 1Г51 предусмотрена двухуровневая герметизация полости двигателя. Верхнее торцовое уплотнение герметизирует задиафрагменную полость и узел пяты протектора. В случае негерметичности уплотнения пластовая жидкость попадает за диафрагму и герметичность двигателя обеспечивается нижним торцовым уплотнением.
Устройство и назначение торцового
уплотнения протектора

В большинстве конструкций гидрозащит применяются торцовые уплотнения, которые предотвращают утечку масла из двигателя и протекторного узла по валу.
Первые торцовые уплотнения нашли применение в компрессорах более 70-ти лет назад. Около 40 лет назад их стали применять в установках центробежных насосов. В последние годы эти уплотнения нашли наиболее широкое применение в насосостроении, особенно для химических насосов, в авиации и морском флоте, а также в нефтедобывающей отрасли.
Торцовые уплотнения отличаются от других типов уплотнений тем, что по мере износа рабочих поверхностей происходит компенсация зазоров между ними. Это позволяет увеличить срок службы уплотнения и обеспечить длительную работоспособность. Торцовые уплотнения подразделяются на гидродинамические и гидростатические, вращающиеся и стационарные, гидравлически уравновешенные и неуравновешенные, на внутренние и наружные. Они имеют много конструкций по положению нажимной пружины, по отношению к перекачиваемой среде, по числу уплотнительных колец. Независимо от разновидностей, все уплотнения имеют две уплотняющие поверхности, расположенные под прямым углом к оси вала. Одна из поверхностей смещается пружиной в осевом направлении для обеспечения постоянного контакта с другой.
В гидрозащите для погружных электродвигателей наиболее распространены уплотнения типа 2Р25, представляющие собой конструкцию из подвижного и неподвижного колец. Кольца имеют тщательно отполированные уплотняющие поверхности, выполненные из релита - материала с низким коэффициентом трения, высокой твердостью поверхности и механической прочностью. Релит представляет собой спеченную порошковую смесь бронзы, графита и карбида кремния. Другие части колец выполняют стальными. Для герметичной посадки в ниппеле протектора, неподвижное кольцо имеет резиновое уплотняющее кольцо. Подвижное кольцо оснащено пружиной с латунным каркасом. Внутри каркаса установлен резиновый сильфон, обеспечивающий герметичность посадки подвижного кольца на валу протектора.
Основной проблемой, связанной с использованием торцовых уплотнений в гидрозащите, является нарушение их герметичности в процессе цикличного открывания из-за попадания на рабочие поверхности твердых механических частиц, содержащихся в пластовой жидкости. Это приводит к износу трущихся поверхностей. Для предотвращения такого явления, необходимо строго соблюдать допустимую скорость спуска УЭЦН в скважину (повышенная скорость спуска приводит к резким перепадам давления внутри протектора), а также не допускать избыточного заполнения протектора маслом.

Газосепаратор
Газосепараторы предназначены для уменьшения количества свободного газа в жидкости, откачиваемой погружными центробежными насосами установок УЭЦН ТУ 26-06-916-83 и УЭЦНК ТУ 26-06-1262-80.
Газосепараторы соответствуют II группе надежности ГОСТ 6131-71.
Газосепараторы типа МНГ предусмотрены ТУ 26-06-1416-84 трех типоразмеров, как в обычном исполнении типов 1МНГ5, МНГ5А и МНГ6, так и в исполнении повышенной коррозионностойкости типов 1МНГК5, МНГК5А и МНГ6.
Газосепараторы могут быть использованы:
1.Для уменьшения глубины подвески погружного агрегата в скважинах, оборудованных пакером с клапаном - отсекателем.
2.Для обеспечения работы погружного центробежного насоса в рабочей части его характеристики при повышенном сверхдопустимого для насоса газосодержании.
3. Для ускорения процесса освоения в скважинах со значительным газопроявлением.
Устройство и принцип действия газосепаратора

Газосепаратор состоит из трубчатого корпуса (с головкой и основанием на его концах) и вала, с расположенными на нем деталями.
В корпусе установлены: гайка, крепящая пакет рабочих органов, подшипник, распорные втулки, направляющие аппараты, и стопорное кольцо.
На валу расположены втулки радиальных подшипников, шнек, рабочие колеса, втулки, решетка и сепаратор.
В головке запрессован переводник, образующий с головкой муфту перекрестного потока.
Корпуса и концевые детали (основание и головка) газосепаратора изготавливаются из углеродистой стали. Валы - из стали С3ХХ4Н7В; шнеки, рабочие органы и решетки - из модифицированного серого чугуна; сепаратор - из углеродистой конструкционной стали или из пластмассы.
Валы в исполнении повышенной коррозионностойкости изготавливают из сплава
Газосепаратор монтируют на скважине между гидрозащитой двигателя (протектором) и насосом.
Соединение газосепаратора с гидрозащитой и насосом - фланцевое, соединение валов - с помощью шлицевых муфт.
Работает газосепаратор следующим образом: газожидкосная смесь попадает через сетку и отверстия основания на вход шнека и далее - к рабочим органам.
За счет приобретенного напора газожидкосная смесь поступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее, жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по пазам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в за трубное пространство.

Кабель

Для питания электроэнергией погружных силовых устройств, работающих в скважинах применяются кабельные линии для нефтедобычи. Предназначены для длительной работы в действующих нефтяных скважинах.
Кабельные линии включают в себя собственно кабели, соединительные муфты (сростки) и муфты кабельных вводов.
Выпуск отечественных кабелей для погружных электронасосов начат более 30 лет назад, и за этот период их конструкция неоднократно претерпевала изменения. До 1978 года кабели в основном выпускались с резиновой изоляцией в резиновой оболочке, марок КРБК и КРБП с несколькими модификациями нефтестойких резин для оболочек.
В 1972 году начат серийный выпуск кабелей с изоляцией и в оболочке из полиэтилена высокой плотности.
Такие кабеля выпускаются в круглом марка КПБК и плоском КПБП исполнениях. Кабели марки КПБК и КПБП содержат три медных токопроводящих жил (ТПЖ) с изоляцией и в оболочке из полиэтилена высокой прочности (ПЭВП), оболочка наносится на каждую жилу отдельно. На круглом кабеле жилы в отдельных оболочках скручиваются с шагом не более 25 диаметров кабельной заготовке по скрутке. На плоском кабеле жилы укладываются параллельно в одной плоскости. На круглом и плоском кабеле поверх заготовки наносятся обмотка (подушка под броню) и броня из стальной ленты с S-образным профилем для круглого кабеля и с Z-образным профилем для плоского кабеля.
Сечение ТПЖ рассматриваемых кабелей составляют 10 или 16 мм2.
Строительные длины кабелей зависят от глубины действующей скважины. Рабочее напряжение кабельной линии 2500В переменного тока частотой 50 Гц, максимально допустимая температура откачиваемой жидкости +900С.
Назначение и устройство кабельной муфты
Одним из важнейших комплектующих элементов кабельных линий для погружных элекросистем является кабельный ввод. Он предназначен для соединения кабельной линии с колодкой кабельного ввода погружного электродвигателя. Основными требованиями, предъявляемыми к вводам, являются герметичность, высокая электрическая прочность их изоляции и в условиях скважины, малые габаритные условия, термостойкость и холодостойкость, обеспечение срока службы всей кабельной линии.
В настоящее время наиболее широкое применение в кабельных линиях для нефтедобычи нашел ввод муфты, иготавливаемой методом литья в специальных пресс-формах с двумя вкладышами, фиксирующими ТПЖ кабеля. Вкладыш исключают смещение ТПЖ в кабеле относительно друг друга и движение штепсельных наконечников в продольном направлении а также формуют резьбу на изоляции ввода для последующего крепления корпуса муфты.
Корпус муфты выполнен из металла и предназначен для защиты от механических повреждений изоляции в процессе спуска и подъема кабельной линии из скважины. Удлинитель состоит из плоского кабеля марки КПБП3х16 длиной 15м, 25м и муфты. Для защиты полости муфты от механических повреждений и попадания влаги и грязи, муфта закрывается транспортировочной крышкой, которая крепится с помощью болтов и шайб к фланцу муфты.
5 Специальная часть
5.1 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

Для выбора типоразмера установки погружного центробежного насоса и глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции. Составляем таблицу исходных данных.
Таблица 4 - Основные параметра пласта, скважины и скважинной продукции.
№п/п
Наименование параметра
Единица измерения
Символ
Значения

1
Пластовое давление, приведенное к верхнему ряду отверстий фильтра эксплуатационной колонны
МПА
Рпл
25,1

2
Температура продукции у верхних отверстий фильтра, практически равная температуре пласта
К
Тф
357

3
Геотермический градиент (средний) горных пород вскрытых скважиной
К/м
G
0,030

4
Расстояние по вертикали от устья скважины до верхних отверстий фильтра
М
Нф
2435

5
Средний угол между осью ствола скважины и вертикалью
Град
(
13

6
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны в месте размещения электродвигателя УЭЦН
М
Dэк
0,152

7
Коэффициент продуктивности скважины
м3/(сут*Мпа)
К
21,2

8
Поправка на влияние попадания в призабойную зону пласта технологической жидкости при промывках или глушении скважины на коэффициент ее продуктивности
Безразмер-ная
(
0,5

9
Давление в выкидной линии скважины
Мпа
Рл
1,5

10
Технологическая норма отбора жидкости из скважины, приведенная к стандартным условиям (дебит скважины)
м3/с
Qжсу
0,0015

11
Внутренний диаметр колонны НКТ
М
Dнкт
0,062

12
Эквивалентная шероховатость внутренних стенок НКТ
М
Кэ
15*10-6

13
Давление насыщения нефти попутным газом по данным однократного разгазирования нефти при температуре пласта
МПа
Рнас
12

14
Газовый фактор нефти
м3/ м3
Гн.нас
60

15
Плотность попутного газа при СУ
кг/ м3
(гсу
1,2

16
Объемная доля азота в попутном газе
м3/ м3
Уа
0,025

17
Плотность нефти при СУ
кг/ м3
(нсу
862

18
Плотность технологической жидкости для глушения скважины
кг/ м3
(тж
1180

19
Объемная доля попутной воды в добываемой из скважины жидкости при СУ
м3/ м3
(всу
0,30

20
Плотность попутной воды при СУ
кг/ м3
(всу
1011

21
Коэффициент растворимости попутного газа в попутной воде
м3/ (м3* МПа)

0,15

22
Постоянные количества газа растворенного в нефти при ТПЛ
-
-


18,197
0,394

23
Постоянные объемного коэффициента нефти
при ТПЛ
-
-


1,103
0,0199

24
Постоянные плотности насыщенной растворенным газом при ТПЛ нефти
-
-
m(
n(
819,53
0,089

25
Постоянные вязкости насыщенной растворенным газом при ТПЛ нефти.
-
-
m(
n(
0,054
0,199



1 Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости, по уравнению (94) [5]:


Рзаб = Рпл – 86400*13EMBED Equation.31415 (МПа)


2 Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую Р(Lэк) изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах от Рзаб до Рл, где Рл – давление в выкидной линии скважины, и кривую 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15г(Lэк) изменения объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной колонны в пределах того интервала давлений.
3 Разбиваем интервал давлений Рзаб – Рл на 6 ступений, руководствуясь следующими рекомендациями: если Рзаб > Рнас, то за первую ступень берем разность 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р1 = Рзаб – Рнас, за 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р2, 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р3 и т.д. принимаем постепенно уменьшающиеся значения перепада давления. Для заданных значений исходных параметров берем следующий ряд ступений давления в МПа:


13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р1 = Рзаб – Рнас = 18,66 – 12 = 6,66;

13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р2 = 2,5; 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р3 = 1,0; 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р4 =0,75;13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р5 =0,5 и 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р6 =0,25.

4 Вычисляем значения среднего абсолютного давления для каждой ступени по уравнению (95) : 13EMBED Equation.31415; получаем значения в МПа: Рср1=15,33;
Рср2= 10,75; Рср3= 9,0; Рср4= 8,13; Рср5= 7,50; Рср6 = 7,13.
5 Вычисляем длины участков 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Li (i = 1,26) эксплуатационной колонны, соответствующие 1-й, 2-й и т.д. ступеням давления, по формуле (92) [5]. При расчете 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L1 учитываем, что Рср1 > Рнас, поэтому 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15г = 0. Расчет 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L1 ведем в следующем порядке:
находим по формуле (12) [5] среднюю плотность нефти 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 1214r15н1:


13EMBED Equation.31415(кг/м3);


находим значение bн1 по формуле (11):

13EMBED Equation.31415
вычисляем 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15вж1 по (70):

13EMBED Equation.31415
вычисляем среднюю скорость смеси по (17) и (80), учитывая, что Qг = 0, bв = 1,

S=(/4*Dэк2 = 3,14 / 4 *0,1522=0,0181 (м2):

wсм. 1 = 0,0015*[1,16*(1-0,30)+0,30] / 0,0181 = 0,097 (м/с);

вычисляем по (23) [5] значение первой критической скорости wкр1 потока, учитывая, что Dг =Dэк =0,152 м :


13EMBED Equation.31415(м/c);

определяем тип и структуру смеси. Так как 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15вж1=0,270 < 0,5 и wсм1находим в первом приближении длину участка эксплуатационной колонны 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L1, соответствующую перепаду давления 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р1 по (92), приняв приближенно 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15в1= 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15вж1,

13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15н1= 1-13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15вж1, 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 1214r15в1 = 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 1214r15всу = 1011 кг/м3 ; 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15н1= 1-13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15вж1 = 1 – 0,270 = 0,73,

13EMBED Equation.31415 (м);

вычисляем расстояние по оси скважины от ее устья до середины первого участка по формуле (96) [5]:


13EMBED Equation.31415(м);

вычисляем среднюю температуру потока на глубине L1 по (63) [5]:


13EMBED Equation.31415;

вычисляем по (33) [5] поверхностное натяжение 13SYMBOL 115 \f "Symbol" \s 1214s15нв между нефтью и попутной водой, определив предварительно значения 13SYMBOL 115 \f "Symbol" \s 1214s15вг по (34) и 13SYMBOL 115 \f "Symbol" \s 1214s15нг по (35) при Р=Рср1=15,33 МПа и Т=345 К :


13EMBED Equation.31415

вычисляем истинную долю внутренней фазы (нефти) в потоке по (27), полагая, что 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 1214r15в1 = 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 1214r15всу и что, согласно (17), w пр.н1=Qжсу*(1-13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15всу)/S :


13EMBED Equation.31415

вычисляем истинную долю воды в потоке по (29): 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15в1 = 1- 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15н1= 1- 0,397=0,603;
вычисляем по (92), пренебрегая членом с 13SYMBOL 108 \f "Symbol" \s 1214l15смi, значение 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L1 во втором приближении:


13EMBED Equation.31415


Переходим к расчету значения 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L2. Поскольку Рср2 = 10,75 < Рнас, на участке 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L2 колонны в отличие от участка 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L1 течет газожидкостная смесь, поэтому 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15г2 > 0 и значение его надо определить.
находим, как и при расчете 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L1, значения:
13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 1214r15н2= 663 кг/ м3; bн2= 1,15; 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15вж2 = 0,273;
вычисляем объемные расходы нефти и воды: Qн2=0,0015*(1-0,30)*1,15 = 0,00127 м3/с; QВ2=0,03*0,0015 = 0,00047 м3/с – величина, неизменная вдоль ствола скважины, поскольку приближенно можно принять bв=1;
вычисляем средние значения приведенных скоростей нефти и воды:


wН2 =0,00127/0,0181=0,0705 (м/с); wВ2 =0,00047 / 0,0181 = 0,0261 (м/с);

вычисляем приближенно длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15Р2, положив 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 1214r15н2= 663 кг/ м3; 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 1214r15в2= 1011 кг/ м3; 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15г 2 = 0, 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15н2 = 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15н1 = 0,397, 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15в2 = 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15в1 = 0,603:


13EMBED Equation.31415;

вычисляем расстояние L2 от устья до середины второго участка колонны по (96):


13EMBED Equation.31415(м);


вычисляем среднюю температуру потока на глубине L2 по (63) [5]:
13EMBED Equation.31415;

вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа, для чего находим сначала по (57), (61), (59), (60) [5]:


13EMBED Equation.31415

По Рпр2 и Тпр2 выбираем из (58) выражение для расчета коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подстав в него значения Рпр2 , Тпр2, находим:


13EMBED Equation.31415

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

13EMBED Equation.31415
а по (58) – значение z2:


13EMBED Equation.31415

вычисляем объемный расход газа через среднее сечение участка 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L2 по (79), положив Кс=0, Кфн=Кфв=1, приравняв 0 слагаемое с сомножителем 13SYMBOL 97 \f "Symbol" \s 1214a15г, поскольку 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15всу 13SYMBOL 163 \f "Symbol" \s 1214ё15 0,65, и подставив вместо Гн его выражение из (10):


13EMBED Equation.31415

вычисляем значение приведенной скорости газа:
wпр.г2= 0,0000707/0,0181=0,004 м/с;
вычисляем скорость смеси по (17):
wсм = 13SYMBOL 83 \f "Symbol" \s 1214S15wпр.ф = 0,004+0,0697+0,0261=0,0998 м/с;
находим значение первой критической скорости wкр1 :

13EMBED Equation.31415(м/c);

определяем тип структуры смеси по таблице 2. Так как 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15вж2 13SYMBOL 60 \f "Symbol" \s 1214<15 0,5 и wсм2 < wкр1, смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет пузырьково – капельную структуру;

вычисляем значения поверхностного натяжения между фазами:


13EMBED Equation.31415

вычисляем вязкость внешней фазы (воды) потока по (39):
13EMBED Equation.31415
вычисляем истинную долю газа в смеси приняв в (36) 13SYMBOL 115 \f "Symbol" \s 1214s15жг = 13SYMBOL 115 \f "Symbol" \s 1214s15вг2,
13SYMBOL 109 \f "Symbol" \s 1214m15ж = 13SYMBOL 109 \f "Symbol" \s 1214m15в2, поскольку поток трехфазный типа (Н+Г)/В капельно-пузырьковой структуры:


13EMBED Equation.31415, где 13SYMBOL 115 \f "Symbol" \s 1214s15вг = 0,068 и 13SYMBOL 109 \f "Symbol" \s 1214m15в= 0,0011,

тогда


13EMBED Equation.31415
вычисляем истинную долю нефти в жидкости трехфазного потока по (27), поскольку внутренней фазой из двух жидкостей является нефть:


13EMBED Equation.31415

находим долю воды в жидкой части потока по (29): 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15в2 = 1- 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15н2= 1- 0,443=0,557;
вычисляем истинное водосодержание по (43) в водонефтегазовом потоке :


13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15в = 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15вж*(1-13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15г) = 0,557*(1-0,013) = 0,550;
13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15н = 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15нж*(1-13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 1214j15г) = 0,443*(1-0,013) = 0,437;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:
0,013 + 0,437 + 0,550 = 1,000;

вычисляем значение плотности попутного газа при Рср2, Т2 по (56):
13EMBED Equation.31415;

вычисляем длину второго участка эксплуатационной колонны по (92):


13EMBED Equation.31415

вычисляем объемную расходную долю попутного газа в потоке на участке 2 эксплуатационной колонны по (22):


13EMBED Equation.31415

Далее вычисляем значения 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L313SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L6 и 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15г313SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15г6 аналогично вычислению 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 1214D15L2 и 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15г2 .
Результаты расчетов кривых Р(Lэк) и 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15г(Lэк) представлены в приложении 1, в которой: 13EMBED Equation.31415- давление в верхнем сечении i-го участка эксплуатационной колонны.; 13EMBED Equation.31415 - расстояние от устья до верхнего сечения i-го участка колонны по ее длине; L13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15=0 – расстояние от устья до середины участка, где 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15г=0; L13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15i – расстояние от устья до середины i-го участка, где 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1214b15г>0.
По значениям Рi, Lpi из приложения 1 строим зависимость Р(Lэк) – линия 1 на рис.1, а по значениям 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1014b15гi, L13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1014b15=0 и Lpi строим зависимость 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 1014b15г(Lэк) – линия 2 на том же рисунке.
Задаемся значением объемного-расходного газосодержания у входа в насос в пределах 0,150,25, т.к. (всу < 0,5 и определяем по кривой 2 рис.1 расстояние Lн от устья скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание рано принятой величине, а по кривой 1 – давление у входа в насос в стволе скважины на найденной глубине. Пусть (гвх = 0,15. Тогда Lн = 1050 м и Рвх = 5,5 МПа.
Вычисляем обводненность жидкости у входа в насос, найдя предварительно значение объемного коэффициента нефти при Рвх = 5,5 МПа:


13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415

6 Проверяем, выполняется ли неравенство (93) то есть условие бескавитационной работы насоса. Для этого вычисляем по (93’’) значение ((гвх)н, поскольку (ввх< 0.5 и газожидкостная смесь относится к типу (Г+В)/Н:

13EMBED Equation.31415
сопоставляем найденное значение с (гвх = 0,277. Так как ((гвх)н > (гвх, приходим к заключению, что насос в скважине не будет кавитировать и газосепаратор перед насосом ставить нет необходимости.
7 Вычисляем по (74) значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине Lн = 1050 м, принимая Кс=0. Так как (ввх<0,5, берем wдр.г= 0,02 м/с.
Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,152 м надо использовать насос группы 5А. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, согласно таблице в п.4.7 [1, стр.28], будет Dсн=0,103 м.
Вычисляем значения приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой его:


13EMBED Equation.31415

Вычисляем значение Кск:


13EMBED Equation.31415
Кс = Кск = 0,186.
8 Вычисляем по (75) [5] действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ,


13EMBED Equation.31415

приняв Кфн = Кфв = 1:


13EMBED Equation.31415

методом последовательной итерации находим Рд.нас = 10,562 с погрешностью 10-5
9 Рассчитываем методом сверху низ кривую Р(Lнкт) изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее (Lнкт= 0) до глубины Lн=1050 м, найденной в п 3.4.
10 Расчет Р(Lнкт) в основном аналогичен расчету кривой Р(Lэк) и отличается от него необходимостью учета потерь давления на преодоление гидравлического трения в НКТ, то есть ведется на базе уравнения (92), но с учетом второго слагаемого в знаменателе его правой части, а также нагрева продукции, поступающей в колонну НКТ, теплом, выделяемым двигателем и насосом УЭЦН.
11 Разбиваем перепад давлений Рд.нас – Ру = 10,562 – 1,5 = 9,62 МПа на 4 ступени:
(Р1 = 1,9; (Р2 = 2,1; (Р3 =2,3; (Р4 =2,5 и находим значения среднего давления для каждой ступени: Рср1=2,45; Рср2= 4,45; Рср3= 6,65; Рср4= 9,05.
Вычисляем значения (н1 по (12), bн1 по (11) и (вж1 по (70) для 1-го участка колонны НКТ, примыкающего к устью скважины:


13EMBED Equation.31415 ,
13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415

- вычисляем средние значения объемных расходов и приведенных скоростей нефти и воды для 1-го участка НКТ:
Qн2=0,0015*(1-0,30)*1,12 = 0,00118 м3/с; QВ2=0,3*0,0015 = 0,00045м3/с
wН2 =0,00114 / 0,003018 =0,377 (м/с); wВ2 =0,00045/ 0,003018 =0,0149 (м/с);
- вычисляем приближенно длину первого участка колонны НКТ, соответствующего перепаду (Р1 , положив
·н1=757 кг/м3;
·в1=1011 кг/м3,
·вж1=0,276, bн1 = 1-
·вж1 = 1-0,276 = 0,724; wг1 = 0, wсм1 = 0, то есть допустив, что колонна НКТ на первом участке заполнена неподвижной смесью нефти и воды с водосодержанием
·вж1=0,276. Подставляем перечисленные данные в (92) и получаем :
13 EMBED Equation.3 1415

вычисляем расстояние от устья до середины участка (L1:


13 EMBED Equation.3 1415

Определяем приращение температуры потока продукции за счет нагрева ее теплом двигателя и насоса по (67). Для этого предварительно оцениваем значения входящих в (67) величин Н, Сср, (д, (н, а также (вжн и (жн, используемых при вычислении Н.
Находим приближенно водосодержание в насосе по (70) при bн = bн.нас:


13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415

Вычисляем приближенно напор насоса при работе его в скважине по (68):


13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415

вычисляем приближенно среднюю теплоемкость жидкости в насосе по (71):


13EMBED Equation.31415,

где Сн –средняя теплоемкость нефти, равная ( 2000 Дж/(кг*К), Свсу – средняя теплоемкость пластовой воды, равная ( 4380 Дж/(кг*К).


13EMBED Equation.31415

Значение (д принимают равным номинальному КПД двигателя, который должен быть спущен в скважину вместе с насосом (двигатели диаметром 117 мм, комплектуемые с насосами группы 5А, имеют (д= 0,81.
Для оценки значения КПД насоса при работе в скважине сначала определяем значение номинального КПД насоса группы 5А, номинальная подача которого не меньше (равна или несколько больше) среднего расхода продукции через насос, равного приближенно величине:

Qжн =130*(1,103*120,0199*(1-0,27)+1*0,27) = 145,1 м3/сут.

Из справочника [2] находим ближайшую по подаче установку группы 5А – ЭЦН5А – 250 с КПД насоса 0,6. Затем находим приближенно кажущуюся вязкость продукции в насосе. Для этого сначала определяем приближенно вязкость нефти в насосе, являющейся внешней фазой проходящей через него продукции, при температуре пласта по (13):


13EMBED Equation.31415 Па*с

Но поскольку температура продукции в насосе ниже Тпл и равна приближенно температуре в стволе скважины перед входом в насос:


13EMBED Equation.31415

вносим поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса [1, рис.4, стр.22] Вязкость нефти в насосе при Т = 318,75 К будет: (нн ( 0,052 Па*с.
Так как (вжн=0,270 <0,5, то значение кажущейся вязкости определяем по (40):


13EMBED Equation.31415Па*с

Находим по (73) значение параметра В( , учитывающего влияние вязкости жидкости на КПД насоса:


13EMBED Equation.31415

Так как В( < 47950, КПД насоса при работе в скважине, согласно (72), будет:


13EMBED Equation.31415

Теперь по (67) находим:


13EMBED Equation.31415

Вычисляем по (65) температуру потока в НКТ на середине 1-го участка, то есть на глубине L1 = 120,3 м :

13EMBED Equation.31415

Вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа в НКТ на глубине Lнкт1=120,3 м, аналогично как в п.1.2.3 [5]:


13EMBED Equation.31415

Находим zу по соответствующей формуле из (50) по Рпр1 и Тпр1:


13EMBED Equation.31415

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62) :


13EMBED Equation.31415,

а по (58) – значение z2:


13EMBED Equation.31415
Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение 1-го участка колонны НКТ по (79) без слагаемого с сомножителем (г (поскольку (всу< 0,65), положив Ккф=Кфв=1, Кс=0,186, Рвх=5,5 МПа:


13EMBED Equation.31415
Вычисляем значение приведенной скорости газа, скорости жидкости и скорости ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ:


wпр.г1= 0,0011 / 0,003018 =0,368 (м/с);
wпр.ж1= 0,391 + 0,2290,149 = 0,540 (м/с);
wсм1 = 0,368 + 0,540 = 0,909 (м/с);

Вычисляем значения 1-й и 2-й критических скоростей потока в среднем сечении 1-го участка :


13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415

Определяем по приложению 2 тип и структуру потока нефтеводогазовой смеси через среднее сечение 1-го участка НКТ. Так как (вж1< 0,5, wсм1 > wкр2, Рср1> 0,7МПа, смесь относится к типу (В+Г)/Н и имеет эмульсионно-пузырьковую структуру. Вычисляем значение поверхностного натяжения между фазами ГЖС


:13EMBED Equation.31415

Вычисляем по (13) значение вязкости нефти при Рср1=2,45 МПа и Тпл=357 К:


13EMBED Equation.31415

- Пересчитываем это значение на Т1=295,1 К по номограмме Льюиса и Сквайрса [1, рис.4, стр.22]. Так как снижение температуры нефти (Т1 = 357 - 295,1 = 61,9 К, то вязкость нефти при 295,1 К будет (н1 = 0,068 Па*с.
Вычисляем значение параметра А по (42) и (25):


13EMBED Equation.31415,

где 13EMBED Equation.31415, тогда

13EMBED Equation.31415

- Находим кажущуюся вязкость жидкой части ГЖС по (41) т.к. А > 1:


13EMBED Equation.31415

- Вычисляем истинное газосодержание (г1 по (36):


13EMBED Equation.31415

Вычисляем истинную долю в жидкой части ГЖС на 1-ом участке колонны НКТ по (30) [5], поскольку внешней фазой потока является нефть:


13EMBED Equation.31415

Находим долю нефти в жидкости по (32): (нж1 = 1 – 0,266 = 0,734.
Вычисляем истинное водосодержание по (43) и нефтесодержание по (44) в ГЖС на участке 1:


(в = (вж*(1-(г) = 0,266*(1-0,361) = 0,170;
(н = (нж*(1-(г) = 0,734*(1-0,361) = 0,469;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:
0,361 + 0,170 + 0,469 = 1,000.
Вычисляем значение плотности попутного газа при Рср1=2,45 МПа и Т1=295,1 К по (56)


13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415

Оцениваем кажущуюся вязкость ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ, принимая ее равной кажущейся вязкости смеси нефти и воды в том же сечении, то есть (гжс1=(ж1=0,227 (Па*с) .
Вычисляем значение числа Рейнольдса потока ГЖС по (48):


13EMBED Equation.31415
Определяем значение (см1 по (49), поскольку полученное значение Reсм1 меньше 2000:


13EMBED Equation.31415

Вычисляем значение (L1 по (92):


13EMBED Equation.31415

12 Рассчитываем значения (L2((L4 колонны НКТ аналогично расчету (L1 и определяем расстояние по оси скважины от ее устья до сечения НКТ, в котором давление равно Рд.нас. Эта длина оказывается 680,5 м.
13 Определяем длину участка (L5 колонны НКТ от сечения, где давление равно Рд.нас, до глубины спуска насоса Lн = 1050 м. (L5 = 1050 – 680,5 = 369,5 м.
14 Вычисляем перепад давления на длине (L5 НКТ, учитывая, что на этом участке течет водонефтяная смесь, не содержащая свободного газа, (г5 = 0, что можно принять: bн5 = bн.нас, (н5 = ( н.нас и что вязкость нефти (н5 отличается от вязкости (нпл при Тпл . Расчет выполняем аналогично расчету участка (L1 эксплуатационной колонны.
Результаты расчетов кривой Р(Lнкт) представлены в приложении 2, в которой Li – расстояние по оси скважины от устья до нижнего сечения i-го участка НКТ; Рi – давление в этом сечении.
15 Строим кривую Р(Lнкт) – линия 3 на рис.1 по значениям Рi, Li табл.3 и экстраполируем ее в область L > Lн = 1050 м в расчете на возможность спуска насоса в процессе дальнейшего подбора УЭЦН к скважине на глубину, большую 1050 м.
16 Определяем давление в НКТ на выходе из насоса по кривой 3 рис.1 и давление Рс, которое требуется для работы системы скважина – УЭЦН с заданным дебитом жидкости:
Рвых = 13,43, тогда Рс = Рвых – Рвх = 13,43 – 5,5 = 7,93 МПа.
17 Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе по (64):


13EMBED Equation.31415

18 Вычисляем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос по (88), принимая Кфн = 0,9; Кфв = 0,1; Рд.нас = 10,562 МПа:
13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415

19 Вычисляем по (89) среднеинтегральный расход свободного газа через насос.
Сначала находим значения А,В и zcр в насосе:


13EMBED Equation.31415

13EMBED Equation.31415,

13EMBED Equation.31415

Значение zcр определяем по (58) при Тср.н= 299,07 и Рвх = 5,5 МПа и (у.отн = 0,996.

13EMBED Equation.31415

Находим zу по соответствующей формуле из (50) по Рпр1 и Тпр1:


13EMBED Equation.31415

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62) :


13EMBED Equation.31415

а по (58) – значение z2:


13EMBED Equation.31415

Подставив значения А, В и zср, в (89) получаем:


13EMBED Equation.31415
20 Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос по (85):
Qср = 0,00188 + 0,000028 = 0,0019 (м3/с).
21 Вычисляем массовый расход через насос по (76):


13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415


22 Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе по (90):


13EMBED Equation.31415

23 Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина – УЭЦН с заданным дебитом Qжсу = 0,0015 м3/с по (91):


13EMBED Equation.31415

24 Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе:


13EMBED Equation.31415.

25 Определяем кажущуюся вязкость жидкости и ГЖС в насосе при Тср.н=299,07 К .
Поскольку вязкость нефти, являющейся внешней фазой продукции в насосе, Тпл=357 К равна 0,0329 Па*с (согласно п.1.9.1), то при Тср.н=299,07 К, пользуясь графиком Льюиса и Сквайрса, находим (нн ( 0,067 Па*с. Кажущаяся вязкость жидкой части так же как и ГЖС в насосе, будет:


13EMBED Equation.31415 (Па*с);

26 Вычисляем значение коэффициента КQ для учета влияния вязкости на подачу по формуле (97):


13EMBED Equation.31415

и напор по формуле (98):
13EMBED Equation.31415

27 Вычисляем значения подачи и напора, которые должны иметь насос при работе на воде, чтобы расход ГЖС был 0,0019 м3/с , а напор 972 м:


13EMBED Equation.31415,

13EMBED Equation.31415,

28 Выбираем по Qв, Нвс, Dэк и каталогу [3] типоразмер УЭЦН (шифр установки), насос который удовлетворял бы условия (2), (3) [1]. Такой установкой является УЭЦН5А-250-1700 (оптимальная подача насоса 250 м3/сут, номинальный напор 1700 м), так как


13EMBED Equation.31415 и

Нвс = 1270,5 ( 1460 – 133,5 =1326,5,
где 133,5 = (Н – величина, на которую необходимо переместить по вертикали сверху вниз параллельно самой себе паспортную кривую Н – Q насоса, чтобы получить вероятную напорно–расходную характеристику работы на воде (4).


13EMBED Equation.31415

В комплект выбранной установки, кроме насоса, входят электродвигатель ПЭД90- 117АВ5 номинальной мощностью 90 кВт и допустимой температурой охлаждающей жидкости 70 0С, кабель КПБК 3х16, трансформатор ТМПН-160/3-73У1 и станция управления ШГС5804-49АЗУ1.
29 Определяем вероятное значение КПД насоса при работе на воде с подачей 245,1 м3/сут:


13EMBED Equation.31415

30 Находим КПД выбранного насоса при работе в скважине.
Предварительно оцениваем значение коэффициента К(, учитывающего влияние вязкости проходящей через насос продукции на КПД насоса, по формуле:


13EMBED Equation.31415
Так как согласно (73):


13EMBED Equation.31415

то


13EMBED Equation.31415

Поэтому КПД насоса, работающего в скважине, будет:

(н.см = 0,385 * 0,544 = 0,209;

31 Вычисляем мощность, которую будет потреблять насос при откачке скважинной продукции, по формуле (99):


13EMBED Equation.314
15где Nгс – мощность, потребляемая газосепаратором т.к. его в УЭЦН нет, то надо принять Nгс = 0.
32 Сопоставляем значение Nн из п.1.25 со значением номинальной мощности штатного двигателя Nдш установки, выбранной в п.1.22. Если Nдш > Nн и разность (N= Nдш - Nн не больше одного шага в ряду номинальных мощностей погружных электродвигателей типа ПЭД, которые могут быть спущены в скважину вместе с выбранным насосом, оставляем штатный. В противном случае берем такой ближайший типоразмер ПЭД, номинальная мощность которого, при прочих равных условиях, не меньше 1,3 Nн, где 1,3 - коэффициент запаса мощности двигателя в расчете на увеличение его ресурса, выработанный практикой эксплуатации УЭЦН:


13EMBED Equation.31415

(N = Nдш - Nн = 90 – 65,5 = 24,5 (кВт).

33 Определяем по табл. 6 [1 стр.58] минимально допустимую скорость wохл (м/с) потока в зазоре между стенкой эксплуатационной колонны скважины и корпусом двигателя и вычисляем по формуле (100):


13EMBED Equation.31415

Qохл – минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м3/сут) с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД. Согласно табл.6 [1 стр.58] для ПЭД90 -117АВ5 wохл = 0,75 м/с.
34 Вычисляем глубину спуска насоса, исходя из возможности освоения скважины (в частности, после ее промывки или глушения технологической жидкостью) по формуле (101):
13EMBED Equation.31415,

где Нпогр – минимально допустимое погружение (по вертикали) приемной сетки насоса под уровень жидкости в период освоения скважины, м (по рекомендации [1. стр59] принимаем = 100 м). Рмтр - давление в устьевом сечении межтрубного пространства скважины, которое можно принять равным давлению Рл в выкидной линии скважины, увеличенному на 0,1 МПа, т.е. Рмтр ( Рл + 0,1 = 1,5 + 0,1 = 1,6 МПа; К - коэффициент продуктивности скважины м3/(сут.МПа);; ( - поправка на уменьшение К вследствие загрязнения призабойной части пласта попавшей в нее технологической жидкостью при промывке или глушении скважины. Ну.осв – расстояние в м (по вертикали) от устья скважины до уровня жидкости в ней в период освоения, определяемое по формуле (102):


13EMBED Equation.314
15тогда


13EMBED Equation.314

1535 Сопоставляем значения предварительно принятой в п.1.4 глубины спуска Lн насоса и длины Lосв из п.1.28. т.к. Lн / Lосв = 1050 / 1991,3 = 0,52 < 1, то необходимо увеличить глубину спуска насоса до Lн = (1+0,02)* Lосв = 1991,3 – 2031,1. Выбираем Lн = 2000 м.
(Lн / Lосв = 2000 / 1991,3 = 1,004 > 1).
36 Вычисляем напор, который должен располагать подбираемый к скважине насос в период ее освоения при работе с дебитом Qохл из п.1.27 по формуле (103):


13EMBED Equation.31415

где Нсопр – потеря напора в м на преодоление трения и местных сопротивлений на пути движения жидкости от напорного патрубка насоса до выкидной линии скважины, определяемые по формуле:


13EMBED Equation.31415,

где


13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415

где (тж = 0,0015 Па*с – вязкость технологической жидкости.
Подставляя соответствующие величины в (103), получаем:


13EMBED Equation.31415

37 Определяем по паспортной характеристике насоса его напор НQохл при подаче Qохл и проверяем, выполняется ли условие (104):


13EMBED Equation.31415

где (Н – поправка к паспортному напору из п.38.
По паспортной характеристике насоса ЭЦН5А – 250 –1700 находим НQохл =1950 м, при Qохл = 172,4 м3/сут.
Подставив соответствующие значения в (104), получаем:


13EMBED Equation.31415
то есть типоразмер насоса, выбранный в п.28 удовлетворяет неравенству (104).
38 Определяем для новой глубины спуска насоса Lн из п.35 новые значения: Рвх и (гвх по Lосв и кривым 1 и 2 рис.1; (ввх, как п.4; (гвх, как в п.5; Кс, как в п.6; Рд.нас, как в п.7; рассчитываем и строим новую кривую Р(Lнкт), как в п.8; находим Рвых и Рс, как в п.9; Тн.ср., как в п.10, но с учетом уточненного (н.ср из п.15; Qжср, как в п.11; Qг.ср, как в п.12; Qср, как п.13; m, как в п.17; (см, как в п.18 Выполнив соответствующие операции, находим: Рвх = 14,3 МПа; (ввх = 0,269; (гвх = 0,324; Кс = 0,197; Рд.нас=12,2 МПа; Рвых=22 МПа; Рс = 7,7 МПа; Тн.ср. = 327,7 К; (н.ср = 849,2 кг/м3; HС =1110,3 м; Qжср = 0,0020 м3/с; Qг.ср = 0,000043 м3/с; Qср = 0,002043 м3/с; m = 1,438; (см = 0,0376 Па*с.
39 Уточняем значения подачи Qв и напора Нвс выбранного ранее насоса при работе его на воде в режиме, соответствующем значению Qср и Нс из п.26 Для этого:
39.1 Определяем значение коэффициента быстроходности рабочей ступени выбранного насоса по табл.6* [1 стр.62].
Для насоса ЭЦН5А – 250 – 1700 nS = 167.
39.2 Вычисляем значение модифицированного числа Рейнольдса потока в каналах ступеней центробежного насоса по формуле (105):


13EMBED Equation.31415,

где 13EMBED Equation.31415- подача насоса (м3/с) в оптимальном режим работы на воде по паспортной характеристике;


13EMBED Equation.31415

Подставив соответствующие величины, получаем:


13EMBED Equation.31415

39.3 Определяем относительную подачу насоса 13EMBED Equation.31415, где Qв берем из п.27., а 13EMBED Equation.31415 с паспортной характеристик насоса.


13EMBED Equation.31415.

39.4 Вычисляем значение КH-Q для найденных выше Reц и 13EMBED Equation.31415 по формулам (106) и (107):

13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415.

Из полученных двух значений берем наименьшее, а именно КH-Q = 0,909.
39.5 Определяем уточненное значение подачи Qв и напора Нвс при работе насоса на воде, соответствующее Qср:


13EMBED Equation.31415

13EMBED Equation.31415

39.6 Проверяем, удовлетворяют ли найденные в п.3.33.5. значения Qв и Нвс неравенствам (2) и (3):


13EMBED Equation.31415; 1222 ( 1700 – 162 = 1538.

Так как упомянутые неравенства удовлетворяются, переходим к п.40

40 Вычисляем значения коэффициента К( для найденных выше Reц и 13EMBED Equation.31415 по формулам (108) и (109):
13EMBED Equation.31415
13EMBED Equation.31415
и берем наименьшее: К( = 0,618.
41 Определяем разность между давлением, которое может создать насос с номинальным числом ступений при работе в скважине на установившемся режиме с дебитом Qжсу , то есть при среднеинтегральном расходе скважинной продукции через насос Qср из п.38 и давлением, достаточным для работы системы скважина – УЭЦН на этом режиме, (МПа), по формуле:


13EMBED Equation.31415,

где Нвн = 1700 – 162 = 1538 м; Нвс = 1222 м.


13EMBED Equation.31415
42 Вычисляем значение отношения 13EMBED Equation.31415, Рс из п.38.:


13EMBED Equation.31415
Т.к. 0,163>0,05, давление, которое насос способен развивать при работе со среднеинтегральной подачей 193,5 м3/сут в скважине, намного превышает требуемое, благодаря чему действительный дебит жидкости из скважины, если не принять необходимых мер, может оказаться существенно больше заданного.
43 Выбираем один из двух возможных способов уменьшения подачи жидкости из скважины подобранным выше насосом до значения QЖСУ : 1) уменьшение числа ступеней в насосе, 2) установку в начале выкидной линии скважины устьевого штуцера.
44 Принимаем решение использовать первый способ. Определяем число ступеней по формуле,


13 EMBED Equation.3 1415

которое надо из насоса удалить, чтобы напор насоса с меньшим числом ступеней стал равным напору, требуемому скважиной.
ZН - номинальное число ступеней в насосе. (ZН = 300).
Примечание: При корректировке напора насоса уменьшением числа ступеней, необходимо следить за тем, чтобы напор насоса с уменьшенным числом ступеней, соответствующий подаче QОХЛ = 172,4 м3/сут, по его паспортной характеристике, удовлетворял неравенству 13EMBED Equation.31415после подстановки в него вместо HQОХЛ - (H величины :

13EMBED Equation.31415

где HQОХЛ - напор насоса с номинальным числом ступеней по паспортной характеристике при QОХЛ = 172,4 м3/сут;
(H - разница между паспортным и вероятными напорами насоса при номинальном числе ступеней ZН = 300;
ZН - номинальное число ступеней в насосе.
Подставив соответствующие величины, получаем:


13 EMBED Equation.3 1415

13EMBED Equation.31415

Подставляя H/QОХЛ, находим:


13EMBED Equation.31415

то есть неравенство удовлетворяется.
45 Определяем мощность на валу насоса при его работе на установившемся режиме системы скважина – УЭЦН для проверки соответствия выбранного в п.28. или п.32 погружного электродвигателя уточненным значениям потребляемой насосом мощности.
45.1 Вычисляем мощность, потребляемую насосом при работе системы скважина – УЭЦН в установившемся режиме по формуле (113):


13EMBED Equation.31415,

где (н – КПД насоса при работе с подачей Qв из п.1.33.5 по вероятной водяной характеристике, определяемый по формуле (114):


13EMBED Equation.31415

13EMBED Equation.31415

45.2 Сопоставляем значение Nн из п.3.40.1. со значением номинальной мощности штатного двигателя Nдш: 13EMBED Equation.31415
Таким образом, штатный двигатель ПЭДС - 90-117АВ5, может быть использован для привода насоса 5А – ЭЦН5А – 250.



























6 Экономическая часть
6.1 Расчет экономической эффективности замены УЭЦН
B 2000 году было проведено 18 замен УЭЦН. Стоимость одной замены УЭЦН составила 75,3 т. р. Цена одной тонны нефти в 2000 г. составляла 800 руб. Условно-переменные затраты составляли 35 руб. Коэффициент эксплуатации Кэ = 0,88.

На Приобском месторождении дополнительная добыча нефти за счет новых УЭЦН наблюдается в течении 3 кварталов:
I кв:
·Q 1= 56 т
II кв:
·Q 2= 40 т
III кв:
·Q 3= 32 т

Определяем прирост выручки :

·В выр.1= 586709,76 · 250 = 146677440 (руб),

·В выр.2 = 419078,4 ·250 = 104769600 (руб),


·В выр.3 = 335262,72 · 250 = 83815680 (руб).

Текущие затраты по данному мероприятию складываются из затрат на ГРП и затрат на дополнительную добычу нефти:


· И t = И ско + И доп.доб.

И ско = 75300 · 18 = 1355400

И доп.доб.1 = 5134 · 35 = 33647804,74 (руб),

И доп.доб.2 = 419078,4 · 35 = 24034146,24 (руб),

И доп.доб.3 = 335262,72 · 35 = 19227316,99 (руб).


· И1 = 1355400 + 33647804,74 = 34397804,74 (руб),


· И2 = 1355400 + 24034146,24 = 24784146,24 (руб),


· И3 = 1355400 + 19227316,99 = 19977316,99 (руб).
4. Определяем прирост прибыли:

( Пр1 = 146677440 – 34397804,74 = 112279635,3 руб.;

( Пр2 = 104769600 – 24784146,24 = 79985453,76 руб.;

( Пр3 = 83815680 – 19977316,99 = 63838363,01 руб.;
5. Определяем прирост налога на прибыль :


· Н пр1. = (146677440 – 34397804,74 ) · 0,35 = 39297872,34 (руб),

· Н пр2. = (104769600 – 24784146,24) · 0,35 = 27994908,82 (руб),


· Н пр3. = (83815680 – 19977316,99) · 0,35 = 22343427,05 (руб).

6. Определяем поток денежной наличности :


· ПДН1 = 146677440 – 34397804,74 – 39297872,34 = 72981762,92 (руб),


· ПДН2 = 104769600 – 24784146,24 – 27994908,82 = 51990544,94 (руб),


· ПДН3 = 83815680 – 19977316,99 – 22343427,05 = 41494935,96 (руб).

7. Рассчитаем накопленный ПДН :

НПДН1 = 72981762,92 (руб),

НПДН2 = 72981762,92 + 51990544,94 = 124972307,9 (руб),

НПДП3 = 124972307,9 + 41494935,96 = 166467243,8 (руб).

8. Рассчитаем коэффициент дисконтирования :


· 1 = (1 + 0,1)0-1 = 0,9091,


· 2 = (1 + 0,1)0-2 = 0,8264,


· 3 = (1+ 0,1)0-3 = 0,7513.
Рассчитаем дисконтированный ПДН :
ДПДН1 = 72981762,92 · 0,9091 = 66347720,67 (руб),

ДПДН2 = 51990544,94 · 0,8264 = 42964986,34 (руб),
ДПДН3 = 41494935,96 · 0,7513 = 31175145,38 (руб).
Рассчитываем ЧТС :

ЧТС1 = 66347720,67 (руб),

ЧТС2 = 66347720,67 + 42964986,34 = 109312707 (руб),

ЧТС3 = 109312707 + 31175145,38 = 140487852,4 (руб).
Полученные результаты сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 – Данные по расчету экономической эффективности замены УЭЦН
Показатели
Ед. изм.
I кв.
II кв.
III кв.

Количество мероприятий
Скв.
18



Прирост добычи
Тонн
5134
3339
1773

Стоимость проведения 1 меропр.
Тыс.руб
75,3



Общая стоимость
Тыс.руб
1355,4



Текущие затраты
Тыс.руб
1535
1472
1417

Прирост прибыли
Тыс.руб
2572
432
1

Налог на прибыль
Тыс.руб
900
420
0

Прирост выручки
Тыс.руб
4107
2671
1418

ПДН
Тыс.руб
1672
779
1

НПДН
Тыс.руб
1672
2451
2452

Коэффициент дисконтирования

0,9091
0,8264
0,7513

ДПДН
Тыс.руб
1520
644
0

ЧТС
Тыс.руб
1520
2164
2164




По результатам расчета графически изображаем динамику накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости (рисунок 6.1).
13 EMBED Excel.Chart.8 \s 1415

Рисунок 6.1 - Динамика НПДН и ЧТС

Из графика видно, что замена УЭЦН окупается в 2000 году, т.е. в тот же год, когда и проводится.


6.2 Анализ чувствительности проекта

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности проекта.
Задаемся наиболее вероятными интервалами изменения факторов:

Q = [-30%; 10% ]; К = [-30%; 30% ]; Цн = [-10%; 10% ]; Н = [-10%; 10% ];
И = [-20%; 20% ]
После этого рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Полученные значения сводим в таблицы 6.2 – 6.9.

Таблица 6.2 – Расчет экономической эффективности при уменьшении
Показатели
Ед. изм.
I кв.
II кв.
III кв.

Количество мероприятий
Скв.
18



Прирост добычи
Тонн
3594
2337
1241

Стоимость проведения 1 меропр.
Тыс.руб
75,3



Общая стоимость
Тыс.руб
1355,4



Текущие затраты
Тыс.руб
1481
1437
1399

Прирост прибыли
Тыс.руб
1394
432
-406

Налог на прибыль
Тыс.руб
488
151
-142

Прирост выручки
Тыс.руб
2875
1870
993

ПДН
Тыс.руб
906
281
-264

НПДН
Тыс.руб
906
1187
923

Коэффициент дисконтирования

0,9091
0,8264
0,7513

ДПДН
Тыс.руб
824
232
-198

ЧТС
Тыс.руб
824
1056
858





Таблица 6.3 – Расчет экономической эффективности при увеличении добычи на 10%
Показатели
Ед. изм.
I кв.
II кв.
III кв.

Количество мероприятий
Скв.
18



Прирост добычи
Тонн
5647
3673
1950

Стоимость проведения 1 меропр.
Тыс.руб
75,3



Общая стоимость
Тыс.руб
1355,4



Текущие затраты
Тыс.руб
1553
1484
1424

Прирост прибыли
Тыс.руб
2965
432
136

Налог на прибыль
Тыс.руб
1038
509
48

Прирост выручки
Тыс.руб
4518
2938
1560

ПДН
Тыс.руб
1927
945
89

НПДН
Тыс.руб
1927
2872
2961

Коэффициент дисконтирования

0,9091
0,8264
0,7513

ДПДН
Тыс.руб
1752
781
67

ЧТС
Тыс.руб
1752
2533
2600












Таблица 6.4 – Расчет экономической эффективности при уменьшении цены на нефть на 20%
Показатели
Ед. изм.
I кв.
II кв.
III кв.

Количество мероприятий
Скв.
18



Прирост добычи
Тонн
5134
3339
1773

Стоимость проведения 1 меропр.
Тыс.руб
75,3



Общая стоимость
Тыс.руб
1355,4



Текущие затраты
Тыс.руб
1535
1472
1417

Прирост прибыли
Тыс.руб
1751
432
-283

Налог на прибыль
Тыс.руб
613
233
-99

Прирост выручки
Тыс.руб
3286
2137
1135

ПДН
Тыс.руб
1138
432
-184

НПДН
Тыс.руб
1138
1570
1386

Коэффициент дисконтирования

0,9091
0,8264
0,7513

ДПДН
Тыс.руб
1034
357
-138

ЧТС
Тыс.руб
1034
1392
1253








Таблица 6.5 – Расчет экономической эффективности при увеличении цены на нефть на 20%
Показатели
Ед. изм.
I кв.
II кв.
III кв.

Количество мероприятий
Скв.
18



Прирост добычи
Тонн
5134
3339
1773

Стоимость проведения 1 меропр.
Тыс.руб
75,3



Общая стоимость
Тыс.руб
1355,4



Текущие затраты
Тыс.руб
1535
1472
1417

Прирост прибыли
Тыс.руб
3394
432
285

Налог на прибыль
Тыс.руб
1188
607
100

Прирост выручки
Тыс.руб
4929
3205
1702

ПДН
Тыс.руб
2206
1127
185

НПДН
Тыс.руб
2206
3332
3517

Коэффициент дисконтирования

0,9091
0,8264
0,7513

ДПДН
Тыс.руб
2005
931
139

ЧТС
Тыс.руб
2005
2936
3075











Таблица 6.6 – Расчет экономической эффективности при уменьшении затрат на 10%
Показатели
Ед. изм.
I кв.
II кв.
III кв.

Количество мероприятий
Скв.
18



Прирост добычи
Тонн
5134
3339
1773

Стоимость проведения 1 меропр.
Тыс.руб
75,3



Общая стоимость
Тыс.руб
1355,4



Текущие затраты
Тыс.руб
1382
1325
1276

Прирост прибыли
Тыс.руб
2726
432
143

Налог на прибыль
Тыс.руб
954
471
50

Прирост выручки
Тыс.руб
4107
2671
1418

ПДН
Тыс.руб
1772
875
93

НПДН
Тыс.руб
1772
2647
2739

Коэффициент дисконтирования

0,9091
0,8264
0,7513

ДПДН
Тыс.руб
1611
723
70

ЧТС
Тыс.руб
1611
2334
2403








Таблица 6.7 – Расчет экономической эффективности при увеличении затрат на 10%
Показатели
Ед. изм.
I кв.
II кв.
III кв.

Количество мероприятий
Скв.
18



Прирост добычи
Тонн
5134
3339
1773

Стоимость проведения 1 меропр.
Тыс.руб
75,3



Общая стоимость
Тыс.руб
1355,4



Текущие затраты
Тыс.руб
1689
1619
1559

Прирост прибыли
Тыс.руб
2419
432
-141

Налог на прибыль
Тыс.руб
847
368
-49

Прирост выручки
Тыс.руб
4107
2671
1418

ПДН
Тыс.руб
1572
684
-92

НПДН
Тыс.руб
1572
2256
2164

Коэффициент дисконтирования

0,9091
0,8264
0,7513

ДПДН
Тыс.руб
1429
565
-69

ЧТС
Тыс.руб
1429
1994
1925












Таблица 6.8 – Расчет экономической эффективности при уменьшении налогов на 20%
Показатели
Ед. изм.
I кв.
II кв.
III кв.

Количество мероприятий
Скв.
18



Прирост добычи
Тонн
5134
3339
1773

Стоимость проведения 1 меропр.
Тыс.руб
75,3



Общая стоимость
Тыс.руб
1355,4



Текущие затраты
Тыс.руб
1535
1472
1417

Прирост прибыли
Тыс.руб
2572
432
1

Налог на прибыль
Тыс.руб
720
336
0

Прирост выручки
Тыс.руб
4107
2671
1418

ПДН
Тыс.руб
1852
863
1

НПДН
Тыс.руб
1852
2715
2716

Коэффициент дисконтирования

0,9091
0,8264
0,7513

ДПДН
Тыс.руб
1684
713
1

ЧТС
Тыс.руб
1684
2397
2397













Таблица 6.9 – Расчет экономической эффективности при увеличении налогов на 20%
Показатели
Ед. изм.
I кв.
II кв.
III кв.

Количество мероприятий
Скв.
18



Прирост добычи
Тонн
5134
3339
1773

Стоимость проведения 1 меропр.
Тыс.руб
75,3



Общая стоимость
Тыс.руб
1355,4



Текущие затраты
Тыс.руб
1535
1472
1417

Прирост прибыли
Тыс.руб
2572
432
1

Налог на прибыль
Тыс.руб
1080
504
0

Прирост выручки
Тыс.руб
4107
2671
1418

ПДН
Тыс.руб
1492
695
1

НПДН
Тыс.руб
1492
2187
2188

Коэффициент дисконтирования

0,9091
0,8264
0,7513

ДПДН
Тыс.руб
1356
575
0

ЧТС
Тыс.руб
1356
1931
1931


По результатам расчетов строится диаграмма «Паук».










7 Экологичность и безопасность работы
7.1 Охрана окружающей среды при эксплуатации скважин УЭЦН

Охрана окружающей среды – это система мероприятий по предот-
вращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.
Заметным источником загрязнения окружающей среды служат про-
изводственные процессы, связанные с добычей и промысловой подготовкой нефтегазового сырья. Функционирование промыслов сопровождается сбросом нефтепродуктов и неочищенных сточных вод, выбросами в атмосферу таких токсичных веществ, как углеводороды , окись углерода, окиси азота. Нарушения технологического режима, некомплектность промыслового оборудования, работа транспортных средств сжигание газа и конденсата в факелах – все это так или иначе приводит к утечкам и выбросам, вредным для окружающей среды.
На Приобском месторождения уделяется большое внимание вопросам охраны окружающей среды. На месторождении эксплуатируется 50 установок ЭЦН со среднесуточным дебитом 17 т/сут.
На нефтепромысле применяется герметизированная система сбора нефти и газа, исключающая технические утечки нефти. Однако случаются разливы нефти по причине коррозии труб, заводских дефектов в оборудовании, аварии трубопроводов, проложенных строителями наспех, некачественно, без достаточного заглубления. Чтобы предупредить разлив нефти на территорию все кусты обвалованы высотой 1,5 м. Также проводится, профилактическая работа с целью предупреждения порывов нефтепродуктов, Закачка антикоррозийных химреагентов в нефтетрубопрооды, выявление потенциально опасных участков с помощью дефектоскопии, планово-предупредительный ремонт этих участков трубопроводов, создание оптимального режима движения водонефтяной эмульсии по трубопроводам. Разработаны схемы сбора и утилизации различных нефтепродуктов. В случае попадания нефтепродуктов на почву и водные поверхности обязательно локализируется участок песком или местными грунтами, а на водной поверхности удерживается бонами. Затем проводится сбор нефтепродуктов вакуумными насосами и ручным способом.
Очистка остаточных нефтепродуктов проводится биологическим (при-
менение бакпрепарата), механическим (отсыпка местным грунтом, тор
фом и песком) методами. Этим достигается минимальное негативное воздействие на окружающую среду.

7.2 Техника безопасности и противопожарные мероприятия при оборудовании и работе электроцентробежного насоса

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.
Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины в траншее или на специальных стойках-опорах.
Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.
Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.
Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.
Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.
При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.
Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с.
Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.
При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости.
Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.
Устье скважины, эксплуатирующейся винтовым погружным, насосом, должно иметь сальниковое устройство для уплотнения вала, передающего крутящий момент от редуктора к колонне насосных штанг.
Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В квалификационной работе рассмотрено одно из предложений, направленное на повышение эффективности разработки Приобского месторождения за счет оптимального подбора параметров работы электропогружных установок, в зависимости от геологических характеристик месторождения и физико-химических свойств нефтей.
Анализ работы действующего фонда скважин и геологические характеристики Приобского месторождения позволяют сделать вывод, что имеются значительные резервы по повышению эффективности разработки данной залежи за счет подбора оптимальных характеристик работы скважин, оборудованных УЭЦН, путем уточнения глубины спуска насосов и их типоразмеров персонально для каждой действующей скважины, а так же учитывать данные предложения при вводе каждой новой скважины.















БИБЛИОГРАФИЯ

1) Нефтепромысловое оборудование, справочник под редакцией Бухаленко Е.И. - М.: Недра, 1990
2) Справочная книга по добыче нефти, под редакцией проф. Гиматудинова Ш.К. - М.: Недра, 1974
3) Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.:НПООБТ, 1993.
4) Инструкция №14 по безопасности труда по запуску и выводу на режим установок УЭЦН
5) Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине - Москва 1987.
6) Раабен А.А., Шевалдин П.Е., Максутов Н.Х. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования: Учеб. Для техникумов. 3-е изд., переработ. и доп. -М.: Недра, 1989.
7) Сахаров В.А., Moxoв M.A. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине "Технология и техника добычи нефти", под редакцией проф. Гиматудинова Ш.К. - Москва 1987г.










ПРИЛОЖЕНИЕ 1 - Результаты расчетов к построению кривых Р (Lэк) и (г (Lэк

Параметр
Единица
измерен.
№ ступени, считая от забоя скважины.



1
2
3
4
5
6

(Pi
МПа
6,66
2,50
1,00
0,75
0,50
0,25

Pcpi
МПа
15,3
10,8
9,0
8,1
7,5
7,1

(Li
м
805,7
304,3
120,5
89,8
59,2
29,5


·гi
м3/м3
0
0,039
0,073
0,098
0,130
0.167

Pi
МПа
12,00
9,50
8,50
7,75
7,25
7,00

Lpi
м
1693,5
1389,2
1268,7
1178,9
1119,7
1090,2

L
·=0
м
2064,2
-
-
-
-
-

L
·i
м
-
1541,3
1328,9
1223,8
1149,3
1104,9




ПРИЛОЖЕНИЕ 2 - Результаты расчетов к построению кривой Р1 (Lнкт)

Параметр
Единица
№ ступени НКТ.


измерен.
1
2
3
4
5

(P
МПа
1,90
2,10
2,30
2,50
3,13

Рср
МПа
2,45
4,45
6,65
9,05
11,87

(L
м
188,4
187,0
160,1
145,0
369,5

Li
м
188,4
375,4
535,5
680,5
1050,0

Pi
МПа
3,40
5,50
7,80
10,30
13,43


Нефтяная промышленность одна из самых ведущих и превалирующих отраслей промышленности нашего государства. Район Западной Сибири занимает первое место по добычи нефти в России. Зарождение нефтяной промышленности началось в районах Азербайджана.
13PAGE 15


13PAGE 14515



13 EMBED PBrush 1415

6

5

4

3

2

1

Ток



Root EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native2Equation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeрEquation NativeEquation Native

Приложенные файлы

  • doc 6176949
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий