Самодуровского месторождения

Päîï

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Динамический уровень жидкости в скважине -

H

äèí

= 1214 м

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны -

D

ýê

= 130 мм,

Давление в затрубном пространстве скважины -

P

= 0,6 МПа,

çàò

Плотность нефти в поверхностных условиях -

í .ïîâ

= 875 кг/м3

Плотность нефти в пластовых условиях -

í .ïë

= 855 кг/м3

Плотность пластовой воды -

â

= 1070 кг/м3

Давление насыщения нефти газом -

P

= 3,91 МПа

ä.íàñ

Динамическая вязкость пластовой нефти

í .ïë

= 16,7 мПа∙с,

Динамическая вязкость разгазированной нефти

í .ä

= 5,2 мПа∙с,

Динамическая вязкость пластовой воды

â

= 1 мПа∙с

Устьевое давление -

P

= 1,8 МПа,

óñò

Газовый фактор -

à = 20,3 м3/т,

Содержание азота в газе -

y

À

= 23,5 %,

Плотность газа -

ã = 1,42 кг/м3

Внутренний диаметр НКТ -

D

= 60 мм,

íêò

Для определения величины погружения ЭЦН под уровень жидкости в

скважине H í .çàãë необходимо рассчитать величину давления на приеме насоса, обеспечивающую его устойчивую работу, а также плотность смеси в затрубном пространстве скважины. В качестве необходимого давления

примем допускаемое. Под допускаемым давлением на приеме ЭЦН понимается такое, при котором в продукции имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос хотя и приводит к значительному отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа, но сохраняет устойчивую работу насоса при допустимом КПД.

Для оценки допускаемого давления на приеме ЭЦН могут быть использованы следующие зависимости []

P	= P	(0,198 − 0,18 )			í .ä
äîï	ä.íàñ
				í .ïë

при 0,6

P	= P	(2,62 −1,75 2 − 0,85)	í .ä
äîï	ä.íàñ		í .ïë		0,6
				при

Так как обводненность продукции 0,6 , то величина давления на приеме ЭЦН определится следующим образом

P	= 3,91 106 (2,62 0,75 −1,75 0,752 − 0,85)	16,7 10−3	=1,77 106 Ïà
ïð .íàñ		5,2 10−3

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Как показывает практика, выше уровня приемного модуля электроцентробежного насоса в работающей скважине находится нефть. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины можно определить по формуле

		=	(	í .ïîâ	+1,03		í .ïë	)
	í				2,085
		=	875 +1,03 855			= 842			êã/ ì	3
	í			2,085

Величина погружения ЭЦН под уровень жидкости определится как

СПБГУАП / Санкт-Петербург

			P		− P
H		=	ïð .í			çàò
	í .çàãë				g
				í
			1,77 10			6	− 0,6	10	6
H		=							=142	ì
	í .çàãë				842 9,8

Однако регламентирующие документы запрещают эксплуатацию скважин с величиной заглубления насоса под уровень жидкости менее 200 м, поэтому принимаем

H	í .çàãë	= 200	ì

Давление на приеме насоса при этом будет равно

P	= H	í .çàãë		í	g + P
ïð .í					çàò
P					6
	= 200 842 9,8 + 0,6 10
ïð .í

= 2,26∙106 Па

Глубина установки насоса при существующем режиме работы скважины

H	ãë.í	= Í	äèí	+ H	í .çàãë
H	ãë.í	=1214 + 200 =1414				ì

Необходимое давление, развиваемое насосом, определяется из уравнения

P

= P

+ P

+ P

− P

− P

,

íàñ

ã.ñò

òð

óñò

ãë

ïð .íàñ

где

P

- гидростатическое давление столба жидкости в НКТ,

P

-

ã.ñò

òð

потери давления на трение при движении жидкости по лифту,

P

- перепад

ãë

давления, создаваемый за счет полезной работы газа по подъему жидкости в НКТ.

	Для определения	P	выделим в колонне НКТ два участка: первый - от
		ã.ñò

выкида насоса до глубины начала выделения газа, и второй - от данной глубины до устья скважины. На первом участке движется двухфазный поток, плотность которого равна

æ		= í .ïë (1− ) + â
		= 855 (1− 0,75) +1070 0,75 =1016 êã/ ì	3
	æ

На втором участке движение потока сопровождается выделением газа из нефти, и следовательно, уменьшением плотности смеси. Для проведения расчетов определим среднюю плотность газожидкостной смеси в данном

СПБГУАП / Санкт-Петербург

интервале следующим образом

=

æ

+

ñì . óñò

ñì

2

где

ñì

. óñò

- плотность потока при устьевом давлении, определяемая как

ñì

. óñò

=

æ

(1−) +

ã

,

где - объемное газосодержание потока, которое определяется по

выражению

=

Q

ã

Q

+ Q

,

ã

æ

где Qã

- объемный расход газа, определяемый как

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Q

= G

Q

(1 − )

10

−3

,

ã

0

æ

ïë

где

G

0

- объем выделяющегося газа из нефти, определяемый как

Ã

P

−105

f

óñò

G =

10−5

1

−

−105

O

P

P

óñò

ä.íàñ

,

где

f

- показатель степени, равный,

f	= 0.32 +	y	2
			À

1 +1.567

где	y	À	- содержание азота в газе, %

Проведя вычисления по формулам получим

f	= 0,3218	,	G	=
			O

Длина второго

0,26	ì	3	/

участка

ò	,	Q	= 3,7 10
		ã

определится

−5	ì	3

как

/

ñ

,

=

0,053

,

	ñì

= 989

êã / ì

3

.

H		=	P			− P
			ä.íàñ				óñò
	2					g
				ñì
			3,91 10				6	−1,8 10	6
H		=							= 218	ì
	2				989			9,8

Гидростатическое давление столба жидкости в НКТ равно

Pã.ñò	= Pä.íàñ − Póñò + æ				g (Hãë.í − H2 )
P	= 3,91 10	6	−1,8	10	6	+1016	9,8 (1414	− 218)	=14 10	6	Ïà
ã.ñò

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Для определения потерь давления на трение при движении жидкости по лифту необходимо значительное количество расчетных операций. Однако практика эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, показывает, что потери давления незначительны и составляют в среднем 0,001-0,002 МПа на 100 м длины подъемника.

Потери давления на гидродинамическое трение рассчитаем следующим образом

Ð

=

0,0015 H

ãë.í

òð

100

Ð

=

0,0015 1414

= 0,021 10

6

Ïà

òð

100

Перепад давления

P

, создаваемый за счет полезной работы газа по

ãë

подъему жидкости в НКТ можно определить по зависимости

Póñò

P =1,575 D

à 1

− 3

(1

− )

g

ãë

íêò

Pä.íàñ

ñì

1,8

10

6

6

P

= 1,575 0,06 20,3 1 − 3

(1 − 0,75) 989 9,8 = 0,0011 10

Ïà

6

ãë

3,91 10

Необходимое давление, развиваемое насосом, определится как

P	=14 10	6	+ 0,021 10	6	+1,8 10	6	− 0,0011 10	6	− 2,26 10	6
íàñ

= 13,56∙106 Па

Необходимый напор насоса будет равен

					P
	H		=		íàñ
		íàñ			ñò	g
					â

	Híàñ	=	13,56		106
				1000	9,8 = 1384 м

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Для эксплуатации скважины выбираем насос ЭЦН 5А - 60 - 1400. Мощность погружного электродвигателя определим по формуле

N		=	P		Q
			íàñ			íàñ
	ïýä
				íàñ		ïýä

Коэффициент полезного действия большинства погружных электродвигателей в среднем равен 0,9.

				13,56		10	6	60
	N		=
		ïýä		0,5		0,9

= 20,9 кВт

По каталогу подбираем погружной электродвигатель ПЭД 22 - 117.

Врезультате подбора оборудования УЭЦН для эксплуатации скважины

№409 Самодуровского месторождения рекомендуется провести следующие мероприятия:

заменить насос ЭЦН 5 - 80 - 1600, эксплуатирующий данную скважину в настоящее время, на насос ЭЦН 5 - 60 - 1400, подобранный при проведении расчетов.

заменить электродвигатель ПЭД 45 - 117, используемый для привода центробежного насоса в настоящее время, на погружной электродвигатель ПЭД 22 - 117, подобранный при проведении расчетов.

изменить глубину подвески насоса в скважине с 1682 м, при которой эксплуатируется установка в настоящее время, на глубину подвески насоса равную 1414 м, определенную при проведении расчетов.

5. Разработка рекомендаций по совершенствованию режима

работы скважин

Врезультате анализа работы эксплуатационного фонда скважин выявлено, что скважины эксплуатируются с дебитами по жидкости в широком диапазоне, средняя величина которых составляет 52,6 м3/сут., однако средний дебит по нефти равен 10,8 т/сут. Данная разница обусловлена высокой обводненностью продукции скважин, достигаемой 99%. Для оповышения эффективности нефтедобычи существует необходимость оптимизации работы системы поддержания пластового давления, проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах месторождения.

Врезультате анализа работы скважин выполненного в третьем разделе

было выявлено, что большинство скважин эксплуатируется с величиной

СПБГУАП / Санкт-Петербург

заглубления под уровень жидкости 300-600 метров, 20% скважин эксплуатируется с заглублением под уровень жидкости более 600 метров. Однако оптимальный режим работы скважин достигается при заглублении насосов на глубину 300-500 метров.

Чрезмерное заглубление насоса под динамический уровень имеет ряд отрицательных аспектов:

перерасход насосно-компрессорных труб и токопроводящего кабеля; ухудшение условий охлаждения ПЭДа из-за более высоких значений

температуры окружающей насос жидкости; увеличение потерь напора на трение в колонне НКТ; увеличение потерь мощности эл.тока в кабеле;

увеличение времени на спускоподъемные операции и, как следствие этого, дополнительные потери в добыче нефти.

Для оптимизации режима работы скважин необходимо уменьшить глубину подвески насосов в скважинах месторождения.

В результате сравнения распределений скважин по дебитам жидкости и по номинальным производительностям центробежных насосов, эксплуатирующих скважины, становится очевидно, что режимы работы погружного оборудования не согласованы с добывными возможностями скважин.

Для определения правильности выбора глубинно-насосного оборудования и режима его работы на скважине № 409 Самодуровского месторождения проведены необходимые технологические расчеты, в результате выполнения которых выявлена необходимость смены оборудования и режима его работы. Для оптимизации работы всего эксплуатационного фонда скважин, необходимо проведение подобных расчетов, и в случае необходимости сменить оборудование и его режим работы.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вданном курсовом проекте представлен анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН, пласта В1 Самодуровского месторождения.

Впервом разделе работы представлены основные сведения о месторождении и слагающих его продуктивных пластах, описаны коллекторские свойства пласта и основные физико-химические свойства пластовых флюидов

Во втором разделе работы охарактеризован фонд эксплуатационных скважин, выявлено, что дебиты скважин по жидкости находятся в пределах от 1 до 252 м3/сут, в среднем составляя 52,6 м3/сут., по нефти - в пределах от 1 до 55 т/сут, в среднем составляя 10,8 т/сут, обводненность продукции скважин находится в пределах от 14 до 99 %, в среднем составляя - 79,5%.

Втретьем разделе работы в результате анализа было выявлено, что состояние эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН, пласта В1 Самодуровского месторождения, можно признать удовлетворительным, однако существует необходимость проведения мероприятий по оптимизации режима работы скважин.

Вчетвертом разделе проанализирована правильность выбора глубинно-

насосного оборудования и режима его работы на скважине № 409 Самодуровского месторождения. При проведения технологических расчетов выявлена необходимость смены оборудования и режима его работы.

В пятом разделе представлены основные выводы и рекомендации по всем разделам курсового проекта.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Список используемой литературы

1.Беззубов А.В., Щелкалин Ю.В. Насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1986. 224 с.

2.Блантер С.Г., Суд И.И. Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1980. 478 с.

. Бухаленко Е.И., Абдулаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1974. 360 с.

. Муравьев В.М., Середа Н.Г. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1971.

. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967. 380 с.

. Снарев А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа.

Самар. гос. техн. ун-т. Самара, 1995. 122 с.

. Справочная книга по добыче нефти / Гиматудинов Ш.К. М.: Недра, 1974. 704 с.