технологический процесс вывода скважины на оптимальный режим работы погружным электронасосом на месторождении

Содержание:
ВВЕДЕНИЕ 3
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 4
1.1. Общие сведения о районе работы 4
1.2. Стратиграфия 4
1.3. Нефтеносность 4
1.4. Состав и свойства пластовых флюидов: нефти, газа и воды 5
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 6
2.1. Текущее состояние разработки, состояние фонда скважин 6
2.2. Характеристика используемого оборудования 6
3. РАСЧЁТ ПОДБОРА УЭЦН ДЛЯ УСЛОВИЙ ЛИНЕЙНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 16
3.1. Подбор УЭЦН по методике А.М. Юрчука и А.3. Истомина 18
3.2. Подбор УЭЦН по методике основанной на коэффициенте продуктивности пласта 21
4. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ 23
4.1. Охрана труда и обеспечение безопасных условий на производстве 23
4.2. Охрана окружающей среды при добычи нефти 24
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 25
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 26

В нашем случае выбираем трубы НКТ с диаметром 73 мм.Определение необходимого напора УЭЦННеобходимый напор определяется из уравнения условий характеристики скважины:Нс = hст + Δh + hтр + hг + hсΔР = Q / К = 18,8 / 1,7 = 11,05 Мпа, или 1105м (по воде), для нефти 1105/0,823 = 1327 м - депрессия при показателе степени уравнения притока, равном единице;hтр - потери напора за счёт трения и местных сопротивлений при движении жидкости в трубах;hтр =где h - глубина спуска насоса, м; h = hд + h;hд - расстояние от устья до динамического уровня;hд = hст + Δh = 1327 + 180 == 1527м;h - глубина погружения насоса под динамический уровень, м;По графику[3] для определения параметра газосодержания (С) в зависимости от давления на приёме насоса (по графику 42 атм.) находим глубину погружения насоса по уровень равным 500 метров.L = 1527 + 500 = 2027 м;Коэффициент гидравлического сопротивления при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Рейнольдца (Rе) и относительной гладкости труб ks:где d - внутренний диаметр 73мм труб, d = 0,063 м;Re= 14,7 • 10-6 • 18,8/0,063 • 1,46 • 10-6 = 3009Относительная гладкость труб:ks = d / 2 = 63 / 20,1 =315; - шероховатость стенок труб, мм (для труб не загрязнённых отложениями солей и парафина), ориентировочно принимаем = 0,1мм;По полученным значениям Re и ks находим из графика 5.3 [3] значение , равное 0,027;Определим потери напора на трение и местные сопротивления.hтр=1,0810-7 0,027 (2027 + 25) 18,82 = 21058 Па;0,0635или 21,1 метров водного столба;Необходимый напор составит:Нс = 180 + 1327 + 21,1 + 20 + 10 =1577,8 м;Подбор насосаНасос для скважины подбирается в соответствии с характеристикой скважины, её дебитом, необходимым напором и диаметром эксплуатационной колонны на основании характеристики УЭЦН. Для получения дебита Q = 18,8м3/сут. и напора 1557,8м ст. жидкости наиболее подходит насос ЭЦНМ 5 - 20 - 1600 с числом рабочих ступеней z = 292 и ПЭД-28-103.Выбор кабеляПо характеристики кабелей для УЭЦН выбираем 3-х жильный плоскийй кабель КПБП 3 х 10 с площадью сечения 10 мм2 и диаметром 29,7 мм (см. табл. 44). [4]На длине насоса и протектора берём 3-х жильный плоский кабель КПБП 3 х 6 с площадью сечения 6 мм2 и максимальными наружными размерами 10,6 х 29,7 мм.Потери электроэнергии в кабеле КПБК длиной 100 метров определяем по формуле: где I - сила тока в статоре электродвигателя, I = 43A;R - сопротивление в кабеле, Ом;Сопротивление в кабеле длиной 100 метров можно определить по формуле:R=100где pt - удельное сопротивление кабеля при температуре Тк, Ом мм2м;q - площадь сечения жилы кабеля, q = 10 мм2;Удельное сопротивление кабеля при Тк = 313К:pt= р (1+ (Тк - Т293)) =0,019 Ом мм^м;где р = 0,0175 - удельное сопротивление меди при Тк = 293К; = 0,004 - температурный коэффициент меди;Следовательно, сопротивление по формуле равно R = 0,19 Ом;Потери электроэнергии в кабеле на длину 100 метров составят:Рк = 3 • 272 • 0,19 • 10-3 = 0,42 кВт;Общая длина кабеля равна сумме глубины спуска насоса (2027 м) и расстояния от скважины до станции управления (20 м). Примем с запасом на увеличение погружения насоса длину кабеля 2047м. В этом кабеле с площадью сечения потери мощности составят: 0,42 (2047/100) = 8,6 кВт;Выбор трансформатораПо [4], выбираем трансформатор для УЭЦН 5 -20 - 1600. Для насоса этого типоразмера рекомендуется трансформатор ТМПН - 100/3 - 73 ХЛ1 с номинальной мощностью 100 кВ А.Определение основного диаметра агрегатаОсновной диаметр агрегата с учётом плоского кабеля:Дмах = Дэд/2 + Дн/2 + hк + Sгде Дэд - наружный диаметр электродвигателя;Дн - наружный диаметр насоса;Ьк - толщина плоского кабеля;S - толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату;Дмах= 103/2 + 130/2+10,6 +1,0 == 128мм;Основной размер агрегата с учётом НКТ и плоского кабеля:Дмах = Дэд/2 + dм/2 + dк;где dм - диаметр муфты 73мм насосной трубы равный 88,9 мм;dк = 10.6 – толщина плоского кабеля КПБП;Амах = 103/2 + 88,9/2 + 10,6 = 106,55 мм;Условие Амах < Дмах для условий 146 эксплуатационной колон:выполняются.Результаты расчётов сведены в таблицу 4.1Скв. типоразме напор Ндин Нст Нсп ПЭД трансформатор 7 УЭЦН5-1578 1527180 202628- ТМПН-100/ 103 73 ХЛ 1Проведя анализ специальной части можно заключить следующее: на скважине №7 Линнейного месторождения правильно подобран тип установки. Необходимо скорректировать глубину спуска УЭЦН.Подбор УЭЦН по методике основанной на коэффициенте продуктивности пластаПодбор УЭЦН к скважине 7 Линейного месторождения по методике А.М. Юрчука и А.3. Истомина с точки зрения современных требований не является эффективной, так как при расчёте и подборе установок не учитываются факторы, которые зачастую являются главными в установлении оптимальных режимов работы УЭЦН.Такими факторами, определяющими условия работы УЭЦН на Линейном месторождении, являются: забойное давление, давление насыщения нефти газом, глубина спуска погружного насоса.Давление насыщения (Рнас) при котором начинается выделение газа из пластовой нефти на Линейном месторождении 90 атмосфер. Поэтому в последнее время при подборе УЭЦН и установлении оптимальных режимов их работы задаются условием Рзаб < Рнас.Снижение Рзаб ниже Рнас достигается увеличением глубины подвески насоса ниже средних отметок.При проектировании задаются значениями Рзаб колеблющимися в пределах 70-85 атм.Эти поправки в частности используются при подборе УЭЦН по методике основанной на коэффициенте продуктивности пласта, по которой произведём расчёт и подбор оборудования для скважины № 7.1. Забойное давление при заданном отборе жидкости:Рзаб = Рпл - Qж / Кпр = 26,04 – 18,8 /1,7 = 72,4 атм;2. Удельный вес пластовой жидкости: Уж = Yh= = 0,823 Г/СМ3;3. Динамический уровень при расчётном забойном давлении:Ндин = Lкp - 10 • Рзаб / Yж = 2393 - 10 • 72,4 / 0,823 = 1513м;4. Давление на приёме насоса:Рпр = Нпр • Yж = 500 • 0,823 = 41,5 атм;5. Глубина спуска насоса с учётом давления на приёме насоса:Lнас == Ндин + 10 • Рпр / Yж = 1513 + 10 • 41,5 / 0,823 = 2121м.6. Необходимый напор насоса:Ннас = Ндин + 10 . Рбуф / Yж = 1513 + 10 • 15 / 0,865 = 1531,5м;Исходя из результатов расчёта, выбираем установку ЭЦНМ 5 - 20 - 1600 с числом рабочих ступеней z = 292 и ПЭД-28-103.Сравнив результаты расчётов 2-х методик можно заключить что, при полученных одинаковых значениях, наиболее информативным и доступным является расчёт основанный на коэффициенте продуктивности.ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬОхрана труда и обеспечение безопасных условий на производствеОсновными причинами травматизма являются:неудовлетворительная организация производства работ, в т.ч. неприменение средств защиты и использование неисправного ручного инструмента;нарушение правил дорожного движения;неудовлетворительное техническое состояние зданий, сооружений, территории, ворот, дверей;нарушение технологического процесса, в т.ч. неприменение оттяжек при ведении монтажных и погрузочно-разгрузочных работ;нарушение трудовой дисциплины.Наиболее опасными профессиями являются:водители;машинисты (подъемников, бульдозеров, ППУ, ЦА и автовышек);помощники бурильщиков КРС;стропальщики;слесари.Основными причинами пожаров явились:неосторожность при курении;неисправность оборудования;применение открытого огня для производственных нужд.Из изложенного выше можно сделать вывод, что работа по предупреждению производственного травматизма требует дальнейшего развития. С целью решения этой задачи руководителям структурных подразделений акционерного общества необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий:аттестацию рабочих мест на соответствие правил и норм охраны труда;своевременную проверку оборудования, инструмента, приспособлений с целью их ремонта или изъятия из эксплуатации при выявлении неисправностей;обучение руководителей цехов и специалистов по вопросам охраны труда;постоянный контроль за организацией и производством работ силами руководителей и специалистов предприятий;за неудовлетворительную организацию производства работ, нарушение правил охраны труда, трудовой и производственной дисциплины более жестко применять «Положение об экономическом воздействии на состояние охраны труда»;при работе на заточных станках пользоваться, а также с инструментом ударного действия пользоваться защитными очками для предотвращения попадания в глаза твердых частиц.Кроме вышеперечисленных мероприятий в НГДУ каждый работающий обязан получить полис медицинского страхования. При предъявлении данного полиса человеку должна быть бесплатно своевременно оказана квалифицированная медицинская помощь. Так как условия и специфика работы нефтяников в районах крайнего севера неблагоприятно влияют на здоровье людей, занятых в нефтедобыче, в целях профилактики несчастных случаев проводятся плановые, обязательные медосмотры.Охрана окружающей среды при добычи нефтиОбеспечение экологической безопасности и проблема охраны окружающей среды и охватывает все сферы жизни человека. На сегодняшний деньсложилась тревожная экологическая обстановка. Растет заболеваемость онкологическими, аллергическими и другими заболеваниями. Часть продуктов питания опасно использовать в пищу. Растут объемы промышленных отходов; больше 2/3 источников воды загрязнены, происходит опасное загрязнение подземных вод Разрабатывая нефтяные и газовые месторождениянеобходимо проводить следующие мероприятия по охране окружающей среды:сохранение чистоты почвы,атмосферы, водоемов (регулярно проводить ликвидацию водонефтяных проявлений на поверхности почвы, проводить рекультивацию земель, а также обеспечивать герметичность нефтепромыслового оборудования).повышение нефтеотдачи пласта за счет внедрения новых методов интенсификации добычиочистка и утилизация сточных вод, уничтожение отходов;предотвращение возникновения открытых фонтанов, а также потерь нефти и газа в процессе добычи (герметизация насосного оборудования, фонтанной арматуры, трубопроводов, резервуаров и других нефтепромысловых сооружений; с целью герметизации водоводов и трубопроводов использовать ингибиторы коррозии и проводить их своевременный ремонт). комплексное рациональное использование природного и попутного газа и нефти;. Решение экологических проблем чрезвычайно дорогостоящее, и, в большинстве случаев, не дающее быстрой и прямой прибыли дело. Поэтому лишь дальновидной руководство экономически развитых предприятий уделяет сегодня значительное внимание охране окружающей среды.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ курсовом проекте основной задачей является научиться навыкам самостоятельной оценки и анализа промысловой ситуации, методам проектирования различных технологических процессов при разработке и эксплуатации нефтяного месторождения, выбору оборудования и установления условий его работы. В данной курсовой работе были освещены основные проектные решения разработки Приразломного месторождения и их показатели. Был проведен анализ текущего состояния разработки месторождения, произведен подбор оборудования (УЭЦН) для реальной скважины №7.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1.Щуров В.И. “Технология и техника добычи нефти” Москва “Недра” 1983г.2.Мищенко И.Т. и др. “Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи” Москва “Недра” 1984г.3.Юрчук А.М. ИстоминА.З. “Расчеты в добыче нефти” Москва “Недра”1979г.4.Бухаленко Е.И. “Нефтепромысловое оборудование” Москва “Недра” 1990г.5.Алексеев Г.А. Чириков Л.И. «Методические указания к курсовому проектированию по скважинной добычи нефти» Т. ТюмГНГУ 1994г.6.Мищенко И.Т. «Расчеты в добыче нефти», М.: Недра, 1989г.7.PetroNeftResourcesPlc: [Электронныйресурс].2015. URL: http://petroneft.com/(Дата обращения: 25.09.2015).8.ПановГ.Е. и др. «Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности». М.: Недра, 1996г.