Министерство образованияи науки Республики Казахстан
Актобенский Университет «Дуние»
Кафедра «нефтегазовогодело»
Курсоваяработа
По дисциплине: Разработка нефтяныхместорождений
На тему: Установка электроцентробежного насоса
Выполнил студент: РЭНГМ 02-2 Пауеден Куандык
Проверил: КалмыковВ.М.
Актобе 2006г
Содержание
1.Введение………………………………………………………………………1стр.
2.Геологияместорождения Кенкияк………………………………………..3стр.
3.Техническаячасть………………………………………………………...…9стр.
4.Охрана труда и техника безопасности
5.Список литературы
6.Приложения1. ВВЕДЕНИЕ
УЭЦН предназначены дляоткачки пластовой жидкости из нефтяныхскважин и используется для форсированияотбора жидкости. Установки относятся кгруппе изделий II, виду Iпо ГОСТ 27.003-83.
Климатические исполнение погружного оборудования – 5, наземного электрооборудования – IГОСТ 15150-69.
Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. Приработе скважины постоянно меняютсяпараметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости:содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, икак следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный периодработы насоса. На данный момент делаетсяупор на более надежное оборудование, дляувеличения межремонтного периода, икак следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежныенасосы имеют большой межремонтный период.
Установку УЭЦН можно применятьпри откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.
Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяныхскважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду игаз, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов,содержащихся в откачиваемойжидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышеннойкорозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкостиконцентрация мехпримесей превышаетдопустимую 0,1 граммлитр происходит засорение насосов, интенсивной износрабочих агрегатов. Как следствие, усиливаетсявибрация, попадание воды в ПЭД поторцевым уплотнениям, происходитперегрев двигателя, что приводит котказу работы УЭЦН.
Условное обозначение установок:
УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,
Где У –установка, 2 –вторая модификация, Э – с приводом от погружного электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, К – повышенныйкоррозионостойкости, И – повышенной износостойкости, М – модульного исполнения, 6 – группы насосов, 180, 350 – подача мсут,1200, 1100 – напор, м.в.ст.
В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны,максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп – 5,5, а 6. Установка группы5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5 а с поперечнымгабаритом 124 мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосытакже подразделяют на три условныегруппы – 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 – 92 мм, группы 5 а – 103 мм,группы 6 – 114 мм. Технические характеристики насосов типа ЭЦНМ и ЭЦНМКприведены в приложении№1
Разработка бесштанговых насосов в нашейстране началась еще до революции. Когда А.С. Артюнов вместе с В.К. Домовымразработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Советскиеинженеры, начиная с 20-х годов,предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем.Одним из первых такие насосы разработал М.И. Марцишевский.
Разработка скважинного насоса спневмодвигателем была продолжена в Азинмаше В.И.Документовым. скважинные центробежные насосы с электроприводом
разрабатывалисьв предвоенный период А.А.Богдановым, А.В. Крыловым, Л.И. Штурман. Промышленныеобразцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в особомконструкторском бюро по бесштанговым насосам. Эта организация ведет все работы по скважинным бесштанговымнасосам, в том числе и по винтовым, диафрагменным и др.
Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторожденийнуждалась в насосах для отбора изскважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационаленлопастной насос, приспособленный длябольших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы с рабочимиколесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданныхподачах жидкости и габаритах насоса. Широкое применение скважинных центробежныхнасосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборахжидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемкипри обслуживании, по сравнению скомпрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При большихподачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживаниеустановок ЭЦН просто, так ака на поверхности размещаютсятолько станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.
Монтаж оборудованияЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаютсяв устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкойбудке.
2. Геология месторождения Кенкияк
Месторождение Кенкияк в административном отношении относится к Темирскому району Актюбинской области. Ближайшимнаселенным пунктом являетсяпоселок Кенкияк, расположенный ксеверо-востоку от месторождения, где находится НГДУ (нефтегазодобывающее управление). В 100 км от площади проходит железная дорога Москва — Средняя Азия.Ближайшее разрабатываемое нефтяное месторождение Жанажолрасположено в 45 кмюго-восточнее.
Областной центр — г.Актобе находится в 220 км к северу отместорождения Кенкияк и связанс нефтепромыслами Кенкияк и Жанажолшоссейной дорогой с асфальтовым покрытием.
Месторождение Кенкияк расположено в восточной прибортовой части Прикаспийскойвпадины. В орографическом отношении месторождение находится в пределах Предуральского плато и представляет собой слабовсхолмленную равнину. Абсолютныеотметки рельефа изменяются в пределах плюс 180 — 220м. Минимальные отметкирельефа приурочены к долине реки Темир. Река Темир пересекает площадь месторождения в юго-восточном направлении и является основным источником воды. Вода из реки Темирхарактеризуется высокойминерализацией и используется только для технических целей, а длябытового использования воду берут изводозаборных скважин.
Климат районарезкоконтинентальный с жарким летом и холодной зимой. Колебания температуры воздуха в зависимости от сезонасоставляют от минус 45 до плюс 40°С.Снежный покров обычно ложится всередине ноябряи сохраняетсядо мая. Толщина снежного покрова достигает 20 — 30 см.
Сильные ветрывосточного и юго-восточного направлениялетом часто вызывают суховеи, ураганные бури, а зимой снежные бураны, нередкоперемешанные с песком. Средняя скорость ветров составляет5-6 м/с.
Растительный покроврайона бедный. Заросли кустарника и джиды встречаютсяв долине реки Темир и в глубоких балках. Травянойпокров, представленный ковылем, полынью и различными злаками обилен весной, клету он выгорает.
Непосредственно натерритории месторождения имеютраспространение такие строительные материалы как песок, глина, суглинки.
1. Геологическаяхарактеристика нефтяных залежей
1.1Подсолевыеотложения месторождения Кенкиякобразуют два продуктивных
горизонта: нижнепермский и каменноугольный. Нижнепермская нефтянаязалежь являетсялитологически экранированной (линзовидные), не имеет единого ВНК, а каменноугольная залежь — единой массивной, с ВНК на отметке минус4230м. Утвержденные остаточные геологические запасынефти нижнепермской залежи (на дату подсчета)по категории С1 составляют 34013 тыс.т, по категории С2 — 40998 тыс.т,извлекаемые запасы соответственно по категории С1 — 5328 тыс.т, покатегории С2 — 6477 тыс.т.
Утвержденные остаточные геологическиезапасы нефти (на дату подсчета) по категорииС1 каменноугольнойзалежи (КТ-П) составляют 77163тыс.т, извлекаемые запасы покатегории С2 — 23139 тыс.т.
Всего извлекаемыхзапасов подсолевых залежей по категории С1 — 28467 тыс.т, за вычетом добычи нефти на датуутверждения запасов (173 тыс.т).
Суммарные геологические запасы нефти (С1 +С2) по всей подсолевой частиместорождения составляют 152174 тыс.т, из них запасы нефти (С1) — 111176 тыс.т, за вычетом добычи на датуутверждения запасов (ГКЗ СССР,Протокол №11125 от 23.10.1991г.).
1.2 По конфигурации структура подсолевых отложений представляется структурным «носом», с углом наклона к северо-западу. Покровле пластаКТ-П структура разбита нарушениями и состоит из нескольких куполов.Покровле нижнепермского горизонта данная структура менее разбита нарушениями.
1.3 Условием осадконакопления карбонатных пород-коллекторов каменноугольных отложений является мелководная морская областькарбонатнойплатформы. В фациальном отношенииданные породы-коллектора принадлежат к фациикраевой платформенной части открытого моряи ее склона. А породы-коллектора нижнепермскихотложений относятся к подводной дельте(конусувыносаобломочных
материалов) в переходных условиях осадконакопления,от континентального к морскому, дельта имеет веерообразную форму.
1.4 По литологическому составу породы-коллектора каменноугольных отложений восновном состоят из детритовых известняков.Типколлекторов порово-кавернозный, поровая текстура в основном микроканальная, ее максимальныйрадиус менее 1 мкм, данные коллектора более или менее неоднородные. Поразрезу
коллектора имеют неоднородные свойства, среднее значение пористости -8,74%, среднее значение проницаемости менее 10*10 -3мкм2.Тип коллекторов низкопористый инизкопроницаемый.
В литологическом отношении породы-коллектора нижнепермских отложений представленыаркозовыми песчаниками и алевролитами. Коллекторы кавернозно-поровые,очень неоднородные и относятся к низкопоровым и мало проницаемым, среднеезначение пористости — около 10,7%, среднее значение проницаемости — 1-10х10 -3 мкм2.
1.5 Плотность нефти каменноугольного горизонта-0,836г/см3,вязкость нефти-11,9 мПа-с (20°С),содержание серы — 0,54%, содержание смол-23,3%, газовыйфактор277,5м3/м3.Плотностьнефтинижнепермскогогоризонта-0,842г/см3, вязкость нефти — 18 мПа-с (20°С), содержание серы — 0,38%, содержаниесмол-21%, газовыйфактор- 267,5 м3/м3.В растворенном газекаменноугольной залежи содержание сероводорода — 1,6%, а в нижнепермской залежи — сероводород отсутствует.
1.6Залежи подсолевой части месторождения Кенкиякотносятсяк залежам с аномально-высокимдавлением, их нефть — слабо летучая.Коэффициент аномальности давления (отношение пластового давления к гидродинамическому на одной глубине) для каменноугольнойзалежи — 1,84, для нижнепермской — 1,79. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения большая,соответственно 47,5 и 45,3 МПа. Залежи обладаютбольшим запасом естественной энергии.
2. Обзор вариантов разработки
2.1Подсолевые продуктивные горизонты разделены на 2объекта разработки: каменноугольный и нижнепермский. Были рассмотрены 3варианта разработки: вариант 1- наестественном режиме, вариант 2 — закачка воды при пластовом давлении 60 МПа, и вариант 3 -закачка воды при пластовом давлении 45 МПа. Геолого-физические условиязалегания и гидродинамические характеристикинижнепермской залежи не позволяют применятьсистему поддержания пластовогодавления, поэтому разработка данной залежи будет по варианту 1. На каменноугольной залежи проектируетсясоздание трех опытных участков: однасемиточечная (участок №2) и две девятиточечные (участки №1 и №3), где планируется проведение опытных работ закачки водысогласно варианту 2.
2.2 По всемвариантам разработки залежей проектируетсяразмещение скважин с сеткой 900х900м.За период ОПР планируется ввод 43скважины, из которых 24 (Вт.ч. 15 наклонно-направленных и 9 вертикальных) на карбонатныеи 19 (вертикальные) на нижнепермские залежи.
Анализ результатовопробования скважин игидродинамического моделирования позволили определитьрациональный дебит нефти на начальной стадии разработки длявертикальных скважин — 150 т/сут, а для наклонно- направленных скважин — 250 т/сут на залежи карбона. Проектный уровень дебита нефтинижнепермской залежи длявертикальных скважин — 75 т/сут.
Среднее начальноепластовое давление в карбонатных отложенияхсоставляет 80 МПа, среднее давлениенасыщения 32,52 МПа, поэтому средняяразность между пластовым давлением и давлением насыщениясоставляет 47,48 МПа. Снижение давления ниже значениядавления насыщения не будет заметно ухудшать проницаемость пластов и свойств нефти(дегазирование нефти происходит только в призабойнойзоне пластов), так как подсолеваязалежь характеризуется весьма низкойпроницаемостью, есть возможностьувеличивать депрессию. Учитываявышесказанное и требования одопустимых депрессий в скважинах рациональнаядепрессия составляет 48 МПа.
Среднее начальноепластовое давление в пермских отложенияхсоставляет 73,37 МПа, среднее давление насыщения 28,12 МПа, поэтому средняя разность между пластовым давлением и давлениемнасыщения составляет 45,25 МПа. Во избежание дегазирования, усадки нефти и влияния на конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) первоначально определено, чторациональная депрессия должна быть примерно равной разности между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, то есть45 МПа.
2.3Технологические показатели эксплуатации добывающихи нагнетательных
скважин длявсех вариантов были приняты одинаковыми.Коэффициент эксплуатации-0,9 (330 дней). При выборе режима работы скважин учитывалось, что величина текущего забойного давлениядобывающих скважин должна быть не ниже значения-80%давлениянасыщения нефти газом, что позволяет добывать максимальный объем нефти при отсутствии негативного влияния напласты и полном использование естественной энергией. Граничным значением забойного давления в добывающих скважинах являются 26,02 МПа для карбона и 22,47МПа для перми. Забойное давление нагнетательных скважин не должно достигать ипревышать давление гидроразрыва пласта.Исходя из этого для нагнетательных скважин максимальное забойноедавление-75МПа.
Таким образом, запериод ОПР подсолевых залежей накопленный объем нефти нижнепермскихотложений составит 1016 тыс.т, карбонатных — 7702 тыс.т. За весь начальный периодразработки (включая время пробной эксплуатации) подсолевых залежейнакопленный объем нефти нижнепермских отложений составит 1240 тыс.т (КИН 3,6%), карбонатных — 7910 тыс.т (КИН10,3%).
2.4 Конструкция вертикальных скважин имеет 2 варианта заканчивания: Цементированиеперфорированием (рекомендованный вариант), и открытый ствол (экспериментальный вариант).
В первом вариантеконструкция скважин следующая: долото диаметром 444,5 мм для первого забуривания,в зоне с маломощным соляным куполомспущен кондуктор диаметром 339,7 мм до глубины около 750м (50-100м входа в верхнепермскийгоризонт), а в зоне с мощнымсоляным куполом спущен до глинистойпачки кровли кунгурского яруса(глубина около 750м); долото диаметром 311,2 мм длявторого забуривания до плотной глинистой пачки подошвы кунгурского яруса нижнепермского отдела (20-ЗОм выше границы подошвы кунгурского яруса, глубина около 3800м) и спускается техническаяколонна диаметром 244,5 мм,подъем цемента до устья скважины;долото диаметром 215,9 ммдля третьего забуривания до проектной глубины (глубина около 4500м) и спускается168,3 ммэксплуатационная колонна, подъемцемента до 200м выше границы кровлисоли кунгурского яруса (в зоне смаломощным соляным куполом подъем на глубину 3100м, а в зоне с мощным соляным куполом подъем цемента до 500м). Во втором варианте конструкция скважин следующая:долото диаметром 215,9 мм длятретьего забуривания до глубины4350м, спущены нефтяные хвостовикидиаметром 177,8 мм,долото диаметром 149,2 ммдля четвертого забуривания до 4450м проектнойглубины и заканчивать скважину открытым стволом. Длянаклонно-направленных скважин выбранболее простой 4-х интервальный профиль ствола«вертикальный — набор угла наклонения- набор угла наклонения — поддержаниенаклонения»,кривизна контролируется в пределах3°-1О°/ЗОм, максимальный угол наклонанаблюдается в пределах 60-85°,горизонтальный участок — 600 м,долото диаметром 215,9 мм для третьего забуриваниядо проектной глубины и спускаютсякомбинированные 168,3 мми 139,7 ммколонны для заканчивания скважин.
2.5 Буровые растворы:
Для ствола диаметром 444,5 мм применяетсябуровой раствор двух-ионных полимеров,для 311,2 мм ствола в зонемаломощных соляных куполов применяютсярастворы КС1 двух-ионных полисульфатов+насыщенные соленые воды двух-ионных полисульфатов, а в зоне мощных соляных куполов применяются растворы силико-калиевыхдвух-ионных полисульфатных насыщенных соленых вод с нефтью, для 215,9 ммствола применяется раствор калиевых полисульфатов с функцией экранирующей изоляциидля буренияи заканчивания скважин.
2.6 Настоящим проектом рекомендуется фонтанный способ эксплуатации скважин. По результатам расчета зависимости дебита жидкостиот диаметра труб для ее подъема на поверхность следует применить НКТ.
Для скважин каменноугольной залежи:
Вариант 1: насосно-компрессорные трубы типа SM-C110 диаметром 88,9 мм и толщинойстенки 6,45 мм;
Вариант 2: насосно-компрессорныетрубы диаметром 73 мми толщиной стенки 5,51 мм.- для скважин нижнепермских залежей:
Вариант 1: насосно-компрессорные трубытипа SM-C110 диаметром 73мм итолщиной стенки5,51мм;
Вариант 2: насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,51 мм + типа L80 диаметром 60,3 мм толщиной стенки4,83 мм. Устье скважин рекомендуется оборудовать фонтанной арматурой антикоррозионного исполнениярассчитанную на давление 70 МПа, а дляскважин в которых планируется проведение ГТМ — 105 МПа.
Коррозия на данном месторождении относится к средней коррозии и следует применятьантикоррозионные мероприятия по защите скважинного оборудования.
2.7 Подготовку продукции скважин подсолевых залежейместорождения Кенкияк необходимо осуществлятьна Жанажолском газоперерабатывающим заводе (ЖГПЗ)при содержании серы до 0,6% вобводненной нефти подсолевых залежей при высоком содержании серы в газе каменноугольной залежи продукцию скважин рекомендуется перекачивать на ЖГПЗ, где будет производиться обезвоживание, обессеривание и стабилизация; при отсутствиисеры и после отделения жидкости, газнижнепермских залежей необходимоиспользовать в качестве горючего при применении вторичного метода повышения нефтеотдачи (закачка пара) на надсолевых залежах месторождения Кенкияк, а нефть при содержании серы до 0,6% и воды до0,5% перекачивать с помощью насоса в систему перекачки среднего давления или на головную станцию сбора и транспорта нефтиместорождения Кенкияк (надсолевой и подсолевой).
Станция перекачки будет рассчитана на системы среднего инизкого давления. Нефть и газ залежикарбона будет поддаваться в системуперекачки среднего давления для дальнейшей транспортировки в установки сепарации.Нефть и газ пермских отложений будет поддаватьсяв систему перекачки низкого давления,где будет происходитьпервичная нефтегазовая сепарация.Объем транспорта нефти и газа: обводненнойнефти — 1,5 млн. т/год, а газа — 1500тыс. м3/сут.
Предусмотрен монтажнефтепроводов протяженностью 11,5 км (Ø325*12) между станцией перекачкисреднего давления подсолевых залежейи головной станцией транспорта месторожденияКенкияк. Предусмотрен монтаж нефтегазопровода, протяженностью 55 км (Ø52О*15) между станцией перекачкисреднегодавления подсолевых залежей и ЖГПЗ.Пропускная способность трубопровода для нефти составляет1,5 млн. т/год, газа — 1500 тыс. м/сут.
3. Техническаячасть
3.1 Состав и комплектность УЭЦН
Установка УЭЦН состоит из погружного насосногоагрегата (электродвигателя сгидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ,оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства) (см. приложение№1.).Трансформаторная подстанция преобразует напряжениепромысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетомпотерь напряжения в кабеле. Станцияуправления обеспечивает управлениеработой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.
Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускаетс