| Код | 526566 |
| Дата создания | 2023 |
|
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 18 ноября в 12:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
|
|
Курсовой по геологии
Тема - Подбор УЭЦН для типовой скважины Сугмутского месторождения.
Для отбора из скважин больших количеств жидкости используют лопастной
насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор
при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных
скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность
привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название
электропогружные электронасосы.
Скважинные центробежные насосы приводятся в действие погружными
электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному
кабелю. Установки ЭЦН довольно просты в обслуживании, так как на
поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие
постоянного ухода.
При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД (до 0,35),
позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и
газлифтом.
При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина
проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных
проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия внутри поверхности
НКТ.
Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и
составляет до 600 суток.
Скважинный насос имеет от 80 до 400 ступеней. Жидкость поступает через
сетку в нижней части насоса[1].
Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во
избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел
гидрозащиты.
Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса
- по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя
синхронная и составляет 50 с -1 и с учетом скольжения от 46,6 с -1 до 49,1 с -1 .
Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения
напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 2000 В.
Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и
напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.
Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный
клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск
установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при
установленном обратном клапане.[2]
Цель проекта - способствовать повышению качества изучения работ за счет
использования имеющегося опыта, позволяющего избежать ошибок в довольно
опасном производстве и быстрее сориентироваться в создавшейся обстановке при
отказах установок электроцентробежных насосов.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………….4
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ. ……………………………...............................................................6
1.1 Общая информация о месторождении……………….…………………………...6
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………..………..……………...8
2.1 Нефтегазоносность, характеристика продуктивных пластов и насыщающих
флюидов……………………………………………………………………………........8
2.2 Сведения о запасах углеводородов ……………………………………………...21
2.3 Состояние разработки месторождения…………………………………………..23
3. ТЕХНИКО – ТЕХНОЛГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ……………………………………...32
3.1 Анализ эффективности эксплуатации УЭЦН в скважине ……………………..32
3.2 Эксплуатация УЭЦН в осложненных условиях и их влияние на МРП. ………41
3.3 Расчет и подбор УЭЦН к скважине ……………………………………………..48
3.4 Мероприятия по устранению отказов ЭЦН…………………………………….51
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………......53
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ………………………………....54
1. Казаков А. М., Константинов А. Г., Курушин Н. И. и др. Стратиграфия
нефтегазоносных бассейнов Сибири. Триасовая система. Новосибирск: Изд-во СО
РАН, 2002 г.
2. Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и
газ, М., 1983 г.
3. Дополнение к технологической схеме разработки Ульяновского
месторождения, Тюмень, 2011 г.
4. «Дополнение к технологической схеме разработки Ульяновского
месторождения» г. Тюмень, ООО «НПО СибТехНефть» протокол ТО ЦКР
Роснедра по ХМАО-Югре №928 от 11.07.2007.11. Оценка перспектив
нефтегазоносности нетрадиционных объектов УВ сырья Западной Сибири // И.И.
Нестеров, Тюмень, 2010
5. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических
исследований нефтяных и газовых скважин: РД 153-39.0-069-0: утв. М-вом
энергетики Рос. Федерации 09.02.01 // Справочно-правовая система «Гарант»:
[Электронный ресурс] / НПП «Гарант-Сервис». – Послед. обновление 27 июля
2013 г.
6. Рамазанов Д.Н. Экономико-математическая модель оптимизации плана
геолого-технических мероприятий по стабилизации добычи нефти // Аудит и
финансовый анализ, №1, 2010
7. Силич В.А., Комагоров В.П., Савельев А.О., Алексеев A.A. Построение
информационной системы поддержки принятия решений при выборе вида
геолого-технического мероприятия на нефтедобывающей скважине. Доклады
ТУСУРа, №2 (24), часть 2, декабрь 2011.