Способ эксплуатации скважин уэцн

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Эксплуатация скважин УЭЦН. Условия эксплуатации, классификация УЭЦН

В системе нефтедобычи при механизированной эксплуатации скважин наряду с насосной штанговой и газлифтной эксплуатацией широкое применение находят погружные бес штанговые насосы. К их числу относят погружные центробежные и винтовые электронасосы, электродиафрагменные и гидропоршневые насосы.

Установки погружных центробежных электронасосов УЭЦНМ широко применяют для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводнённых, глубоких и наклонных. Добычные возможности этих установок значительно выше, чем штанговых, так как отсутствует колонна штанг между насосом и приводом, что позволяет передавать погружному насосу значительно большие мощности.

УЭЦН состоит из погружного электронасосного агрегата, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой и насос, кабельной линии, спускаемой в скважину на подъёмных насосно-компрессорных трубах, оборудования устья типа АУЭ или крановой фонтанной арматуры АФК1Э-65Х14 ,наземного электрооборудования- трансформаторной комплектной подстанции КТППН.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подаёт её на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб. Кабель в сборе, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами, входящими в состав насоса. Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами. Кабель в сборе с двигателем соединяется при помощи муфты кабельного ввода. Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод. Комплектная трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учётом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и её защиту при аномальных режимах. Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН. Обратный клапан служит для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Спускной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъёме насосного агрегата.

Важнейшим фактором для оптимальной работы УЭЦН является правильный подбор УЭЦН к скважине. При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной характеристикой насоса — зависимостями напора, потребляемой мощности и коэффициента полезного действия от подачи насоса. Вероятная характеристика работы насоса в конкретной скважине может существенно отличаться от паспортной вследствие качества изготовления насоса, отличия вязкости откачиваемой жидкости от вязкости воды и наличия в продукции скважины свободного газа. Расчёт подбора базируется на следующей информации по скважине: о фактическом коэффициенте продуктивности скважины( по данным гидродинамических исследований), инклиномограммы обсаженного ствола скважины, газовом факторе, давлениях- пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. Результатами расчёта подбора являются: максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска, расчётный динамический уровень, максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН, а также особые условия эксплуатации- температура жидкости в зоне подвески, расчётное процентное содержание свободного газа на приёме насоса, мехпримеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости.

В зависимости от поперечного размера погружного электронасосного агрегата установки подразделяются на группы 5, 5А, 6. С диаметром соответственно 92, 103, и 114мм. Они предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны соответственно не менее 121,7;130;144,3мм. Установки имеют два исполнения — обычное и антикоррозионностойкое. Пример условного обозначения — УЭЦНМ5-125-1200, где У- установка, Э- привод от погружного двигателя, Ц- центробежный, Н- насос, М- модульный, 5- группа насоса, 125- подача, м3/сут, 1200- напор,м. Для установок коррозионностойкого исполнения добавляют букву “К”.

Максимальная концентрация сероводорода составляет:

для установок обычного исполнения — 0,001% (0,01г/л)

для установок коррозионностойкого исполнения — 0,125%

Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы

погружного агрегата не более 90гр С.

Максимальное содержание попутной воды — 99%.

Максимальное объёмное содержание свободного газа у

основания двигателя — 25%, для установок с модулями

насосными- газосепараторами- 55%.

В таблице № 2 показана комплектация УЭЦНМ по типоразмерам, завода “АЛНАС” — лидера на российском рынке производителей электропогружных установок.

С целью увеличения дебита и высоты подъёма, уменьшения металлоёмкости УЭЦН были разработаны беструбные конструкции с применением грузонесущего кабель-каната. В этом случае УЭЦН спускается в скважину на кабель-канате и сажается в седло шлипсового пакера. Жидкость подаётся по обсадной колонне на поверхность.

Источник

Эксплуатация скважин с применением погружных центробежных насосов (УЭЦН) на Линейном месторождении

Общая характеристика месторождения, анализ физических свойств нефти, газа, воды. Обоснование применимости и технология подготовки погружных центробежных насосов (УЭЦН) при эксплуатации скважин. Исследования вибрации, расчет и подбор оборудования УЭЦН.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	18.11.2017
Размер файла	3,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

1.5 Физические свойства нефти, газа и воды

2. Технико-технологический раздел

2.1 Обоснование и критерии применимости УЭЦН

2.2 Применяемое оборудование

2.3 Технология подготовки и эксплуатации УЭЦН

3. Расчетный раздел

3.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН

4. Специальный раздел

4.1 Исследования вибрации УЭЦН с частотно-регулируемым приводом

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Промышленная безопасность и противопожарные мероприятия

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды

6. Экономический раздел

6.1 Расчет прироста добычи нефти

6.2 Расчет условно-постоянных и условно-переменных затрат при добыче нефти

6.3 Расчет затрат на проведение организационно-технического мероприятия

6.4 Расчет годового экономического эффекта

6.5 Расчет прироста прибыли

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.

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.

Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.

нефть погружной центробежный насос скважина

1.1 Общие сведения о месторождении

Линейное нефтяное месторождение расположено в Александровском районе Томской области в 163 км к востоку от поселка Александровское. Рассматриваемые месторождения входят в состав Тунгольского лицензионного участка №61. Общая площадь участка составляет 4991,8 км 2 . Геологоразведочные работы в его пределах проводились в период 1970-1990 гг. В результате этих работ открыто 2 месторождения нефти (Линейное и Тунгольское), выявлены и подготовлены ряд объектов. Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями горизонта Ю1 васюганской свиты. Общая мощность пласта в пределах площади составляет 15-20 м. Эффективная мощность изменяется от 14 до 1,5 м. Вследствие, наличия в объеме пласта аргиллитового прослоя и частичной его глинизации в западной и северной частях структуры. Залежь нефти на линейном месторождении по типу относится к пластово-свободным. Глубина залегания залежи 2498 — 2521 м, ее высота 25м. Коэффициент заполнения ловушки 31%. Покрышкой для залежи является аргиллитовая пачка баженовской и куломзинской свит мощностью 170 м. На 01.01.2011 на месторождении запасы нефти кат. А+в+с1 составляют 2 млн. т, кат. С2-15,3 млн. т.

Рисунок 1. Условное обозначение

Гидрографическая сеть представлена рекой Киевский Еган, протекающей вблизи всей юго-восточной границы участка, а также верховьями рек Малая Вартовская, Пиковый Еган, Назинская. Климат резко-континентальный с продолжительной холодной (до -50 0 С) зимой и коротким теплым летом. Метели и сильные снегопады продолжаются с октября по апрель. Грунт промерзает в среднем до глубины 1,2 м, болота — до 0,5 м. Толщина снегового покрова достигает 1,5 м. Отопительный сезон длится с середины сентября по май.

Населенные пункты на территории участка отсутствуют. Расстояние от его середины до областного центра — г. Томска составляет 550 км, до г. Стрежевого — 170 км (по прямой). Ближайший к участку крупный населенный пункт — с. Александровское удален на 150 км.

В геологическом строении Линейного месторождения принимают участие метаморфизованные образования доюрского складчатого фундамента и отложения мезо-кайнозойского осадочного чехла.

Юрская система Y

Продуктивные пласты на Линейном месторождении находятся в Юрской системе в баженовской свите.

Отложения юрской системы делятся на три отдела: нижний и средний отделы делятся на четыре яруса каждый. На рассматриваемой территории нижне-среднеюрские отложения рассматриваются в качестве континентальной угленосной сероцветной формации. Верхнеюрские отложения — как морская терригенная сероцветная формация, с обособлением баженовской свиты — глубоководной морской битуминозной толщи.

Тюменская свита J₁tm

Свита представлена толщей песчано-глинистых сероцветных образований с прослоями и линзами углей, углистых аргиллитов и карбонатизированных пород. В составе свиты выделяются песчано-алевритовые пласты, индексируемые от Ю₂ до Ю₉, углистые прослои и пачки, для которых приняты обозначения от У₂ до У₁₅. Мощность тюменской свиты на территории работ достигает 300 метров.

Нижняя подсвита представлена переслаиванием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов, иногда углистых, с пропластками гумусово-сапропелевых углей. Песчаники различной сортировки, мелкозернистые алевритовые светло-серые с углефицированным растительным детритом, подчеркивающим разнообразные типы слоистости. Алевролиты и аргиллиты темно-серые, преимущественно волнисто- или горизонтально-слоистые, часто массивные, с редкими остатками солоноватоводных двустворчатых моллюсков, микрофитопланктона, флоры. Пласты Ю₇-Ю₉.

Средняя подсвита представлена преимущественно мелководно-морскими и лагунными аргиллитами и алевролитами в разной мере песчаными, с прослойками углистых разностей, с редкими остатками солоноватоводных двустворок, фораминифер (на территории Томской и юго-востоке Тюменской областей), микрофитопланктона и флоры. В подсвите выделяются пласты Ю₅-Ю₆.

Верхняя подсвита сложена толщей переслаивания преимущественно мелководно-морских и прибрежно-морских алевролитов в разной мере песчаных, песчаников в разной мере алевритовых, с прослоями аргиллитов, пропластками углей, с остатками морских двустворок, фораминифер, микрофитопланктона. Пласты Ю₂-Ю₄.

Средний отдел J₂

Васюганская свита J₂vs

Отложения васюганской свиты на отложениях тюменской свиты залегают согласно. По литологическим особенностям васюганская свита делится на две подсвиты: нижневасюганскую, преимущественно глинистую, и верхневасюганскую, преимущественно песчаную. В переслаивании песчаных и глинистых пластов горизонта Ю₁ отражена последовательность трансгрессивно-регрессивных событий верхнеюрской эпохи осадконакопления. Верхняя граница свиты проведена по появлению в разрезах скважин георгиевских глин, а в случае их отсутствия — по битуминозным аргиллитам баженовской свиты. На каротажных диаграммах это четко фиксируется в случае с георгиевской свитой — резким спадом кажущихся сопротивлений, в случае с баженовской свитой — их резким возрастанием. Нижняя граница не всегда четко выделяется по данным ГИС, и в ряде случаев была принята условной.

Нижневасюганская подсвита J₁vs

На рассматриваемой территории отложения подсвиты представлены темно-серыми аргиллитами, плотными, полосчатыми, с включениями конкреций и стяжений пирита, с ходами хондритов, насыщенными обугленной растительной органикой. Часто аргиллиты переслаиваются с тонкозернистыми алевролитами, образуя линзовидные, пологоволнистые текстуры.

Верхневасюганская подсвита J₂vs

Объему верхневасюганской подсвиты соответствует песчано-глинистый горизонт Ю-I, формировавшийся в период регрессивно-трансгрессивного развития Западно-Сибирского бассейна, вследствие чего в его строении можно выделить три осадочных пачки, названные по общепринятым представлениям Томских геологов: подугольной, межугольной и надугольной. Подугольная толща представлена песчано-алевритовыми пластами Ю₁ 4 и Ю₁ 3 , являющимися на месторождении водоносными. Межугольная толща сложена переслаиванием аргиллитов и алевролитов; в отдельных скважинах — аргиллитами крепкими, линзовидно-слоистыми. Надугольная толща содержит пласт Ю₁ 1-2 , являющийся промышленно нефтеносным. Пласты представлены серыми с буроватым оттенком песчаниками, средне-мелкозернистыми, слюдистыми, средне-сцементированными. Формирование горизонта Ю-I происходило в условиях мелководного бассейна островного типа. Толщина васюганского горизонта составляет в среднем 50 м.

Верхний отдел J₃

Баженовская свитаJ₃ bg

Баженовская свита, венчающая юрскую систему, формировалась в условиях максимальной позднеюрской трансгрессии. В литологическом плане отложения свиты представлены битуминозными аргиллитами плотными, черными с коричневатым оттенком, с прослоями радиоляритов и глинистых известняков, с характерными отпечатками онихитов. На электрокаротажных диаграммах баженовская свита характеризуется аномально высокими значениями КС, имеет характерный облик и четко фиксируется на диаграммах стандартного каротажа. Отложения баженовской свиты прослеживаются повсеместно, являются наиболее надежным сейсмостратиграфическим репером, к которому приурочен горизонт II-а и служат региональной покрышкой продуктивного пласта Ю11-2. Мощность свиты в пределах месторождения составляет 10-30 м.

В составе фундамента выделяются два структурных этажа. Нижний или складчатый этаж сложен геосинклинальными формациями глубоко метаморфизованных и сильно дислоцированных пород докембрия и палеозоя, прорванных интрузиями различного состава. Структурный этаж фундамента занимает промежуточное положение между геосинклинальными образованиями складчатого основания и типично платформенными отложениями осадочного чехла.

Поднятия выполаживаются, а прогибы становятся менее глубокими. Анализ структурных планов и сейсмических разрезов указывает на унаследованный характер тектонического развития, заложенного в юрский период. Группа Линейных локальных поднятий представлена антиклинальной складкой субширотного простирания, которая осложнена четырьмя основными куполами, разделенными депрессионными зонами. Линейные куполовидные поднятия отделены от наиболее крупного Эмторского поднятия прогибом субширотного простирания. В западном направлении депрессионные зоны субмеридионального направления отделяют район исследования от Сигаевских, Куликовских Вартовских поднятий.

Согласно тектонической карте, на изучаемой площади основной структурой складчатого фундамента является Усть-Тымская палеозойская впадина, на северо-востоке территория захватывает часть Пыль-Караминского мегантиклинория, в южной части участок пересекает Усть-Тымский грабен-рифт. Усть-Тымская наложенная впадина в своем основании имеет Усть-Тымский срединный массив, который представляет собой фрагмент салаирской складчатости. Массив полностью перекрыт осадочным комплексом среднего-верхнего палеозоя, вскрытого скважинами на Вартовской площади, расположенной к западу от района работ. На этой же площади Восточно-Никольская параметрическая скважина №1 прошла по терригенным породам верхней части карбона и перми 1930 м.

Размещено на http://www.allbest.ru

Нефтегазоносность на Линейном нефтяном месторождении связана с надугольной толщей регионально нефтегазоносного горизонта Ю-I васюганской свиты. Промышленно нефтеносным является пласт Ю11-2 верхневасюганской подсвиты.

По схеме нефтегазогеологического районирования (НГГР) юго-восточных районов Западной Сибири изучаемая площадь 61 лицензионного участка находится в пределах Усть-Тымского нефтегазоносного района (НГР), входящего в состав Пайдугинской нефтегазоносной области (НГО).

Линейное нефтяное месторождение открыто в 1972 году в результате бурения и испытания первой скважины 1 на площади, заложенной в восточной часть структуры. На площади пробурено пять поисковых (1, 2, 3, 4, 5) и три разведочных (6, 7, 8) скважин, из них пять скважин — 1, 5, 6, 7, 8 оказались в контуре залежи.

Продуктивным на месторождении является пласт Ю11-2. Коллекторы представлены песчаниками светло-серыми, средне-крупнозернистыми, малоглинистыми, различной крепости, слюдистыми.

Пласт Ю11 вскрыт всеми скважинами на Линейном месторождении, несмотря на незначительные толщины (1,2-4,0 м), более выдержан по площади. Ухудшение коллекторских свойств происходит, в основном, за счет сокращения толщин проницаемых песчаных пропластков.

Пласт Ю12 вскрыт всеми скважинами и имеет большую мощность (8,2-18,4 м). Промышленно продуктивен в скв. 1, 6 и 8. По данным ГИС пласт неоднородный, проницаемый, с плотными пропластками.

Залежь пластово-сводового типа, литологически экранированная. Уровень ВНК принят на абсолютной отметке -2422 м. Отметка принята на основании проведенных гидродинамических исследований в скважине 6. При проведении испытаний был получен приток жидкости, содержащей 46,3% воды и 53,7% нефти. Перфорированный интервал 2534 — 2544 м. Соответственно уровень ВНК, рассчитанный из условия пропорциональности дебитов мощностям вскрытых нефтенасыщенных и водонасыщенных горизонтов, находится на а.о. -2422 м.

1.5 Физические свойства нефти, газа и воды

Плотность дегазированой нефти при 20оС составляет 804,1 кг/м3, кинематическая вязкость при 20оС равна 2,3 мм2/с, а при 50оС — 1,5 мм2/с. Нефть малосернистая (0,18), парафинистая (3,0). Выход светлых фракций до 200 оС составляет 40% об., до 300оС — 66% об. По ГОСТ Р 51858-2002 нефть относится к 1 классу и 0 типу.

Таблица 1 — Физико-химические характеристики дегазированной нефти Линейного месторождения

Источник