Файл: Курсовой проект по дисциплине скважинная добыча нефти на тему обоснование выбора рационального способа подъема жидкости при эксплуатации скважин на.docx

3.5 Мероприятия по подбору скважинного оборудования

Одно из условий эффективного использования УЭЦН - это правильный подбор оборудования к скважине. Это значит выбор для каждой скважины таких типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска в скважину, которые обеспечат технологическую норму отбора жидкости из нее в установившемся режиме работы [12].

В Таблица 3 .7 приведена данные по замене добывающего оборудования на скважинах.

Таблица 3.7 - Данные по замене добывающего оборудования по скв. 15 на Юрубчено-Тохомском месторождении в 2017г

Скважина	№ 15
Объект разработки	P1-2
Оборудование “ДО”	Фонтанная устьевая арматура
Оборудование “ПОСЛЕ”	ЭЦНАК5А – 80 – 1700
Дебит скважин до замены, т/сут	48
МПР скважин до замены, суток	186
Дебит скважин после замены, т/сут	56
МРП скважин после замены, суток	215

Рассчитаем необходимый напор ЭЦН, выберем насос и электродвигатель для заданных условий скважины.

Исходные данные по скважине приведем в Таблица 3 .8.

Таблица 3.8 - Исходные данные для расчета по подбору УЭЦН по скв. № 15 на Юрубчено-Тохомском месторождении

Параметр	Значение
Наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм	146
Глубина скважины, м	2250
Статический уровень, м	1256
Коэффициент продуктивности скважины, м3/(сут*МПа)	15,7
Кинематическая вязкость добываемой жидкости по скважине, м2/с	24,34*10-6
Превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины, м	3
Избыточное давление в сепараторе, МПа	0,25
Расстояние от устья до сепаратора, м	600
Плотность добываемой жидкости, кг/м3	750
Вязкость пластовой нефти, мПа*с	1,67
Вязкость дегазированной нефти, мПа*с	35,9
Обводнённость добываемой продукции по скважине, %	15,8

---

Определим необходимую площадь внутреннего канала НКТ Fвн, см² по

формуле ниже при V_ср = 1,4 м/с [14]:



Где Q –дебит скважины, м³/сут;

V_ср – средняя скорость потока в трубах, м/с.



Отсюда внутренний диаметр d_вн,мм составит по формуле ниже





Соответственно примем

Определение необходимого напора ЭЦН.

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики

скважины по формуле:



Где Нс – необходимый напор, м;

hст – статический уровень жидкости в скважине, м;

Δh – депрессия, м;

hтр – потери напора на трение в трубах, м;

hr – разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины, м;

hс – потери напора в сепараторе, м

Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице



Где К – коэффициент продуктивности скважины, м³/сут МПа;





Депрессия по формуле (above будет равна



Потери напора на трение в трубах, м, определяются по формуле



Где L – глубина спуска насоса, м

l – расстояние от скважины до сепаратора, м;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления.

Глубину спуска насоса определяем по формуле:



Где h – глубина погружения насоса под динамический уровень, м.

Коэффициент λ определяют в зависимости от числа Re:



где

---

– кинематическая вязкость жидкости, м²/с.









Глубина спуска насоса по формуле (above)



Потери на трение в трубах по формуле (выше)



Потери напора на преодоление давления в сепараторе





Подставляя вычисленные значения Δh, h_тр и h_с и наперед заданные h_r и h_ст, найдём величину необходимого напора для данной скважины.



Для получения дебита Q = 64 м3/сут и напора Нс = 1616,19 м выбираем тип ЭЦН с запасом по глубине эксплуатации ЭЦНАК5А-80-1700.

Расчёт габаритов УЭЦН и удельного расхода электроэнергии

Выберем кабель, трансформатор, определим габариты УЭЦН и удельный расход электроэнергии по параметрам эксплуатационной скважины и оборудованию:

- наружный диаметр эксплуатационной колонны – 146 мм;

- размер НКТ – 73 мм;

- дебит скважины Q =64 м³/сут;

- динамический уровень h_дин =545 м;

- тип насоса ЭЦНАК5А-80-1700;

- тип электродвигателя ПЭД 65 – 117;

- глубина спуска насоса – 1579,25 м;

- температура на приёме насоса - 45^оС

- расстояние до станции управления – 100 м.

Сечение жилы кабеля S, мм выбирается по номинальному току

электродвигателя, исходя из плотности рабочего тока i А/мм² в этом кабеле:



Где I – номинальный ток электродвигателя, А; Для кабелей с полиэтиленовой и термоэластопластовой изоляцией i = 5 А/мм²



Учитывая, что в жидкости имеется растворённый газ, выберем кабель с полиэтиленовой изоляцией КПБК 3х16 и КПБП 3х16 мм с рабочим напряжением 2500 В, допустимым давлением до 25 МПа, температурой до 900С и размерами 15,0х37,4 мм.

---

Определение габаритного диаметра УЭЦН и скорости движения охлаждающей жидкости

Проверяем возможность спуска агрегата в скважину, исходя из условия:



Где Dэд – наружный диаметр электродвигателя, мм

Dн – наружный диаметры насоса, мм;

hк – толщина плоского кабеля, мм;

Sx – толщина хомута, крепящего кабель к насосу, мм.

Необходимо, чтобы величина Dэкс была больше (Dэкс>Dmax)

---

3.6 Перспективы перевода фонда скважина на механизированную добычу

Как итог за 2017 г две скважины (№№ 15, 17) были переведены на механический режим добычи с использование установок электроцентробежных насосов. По обоим скважины до установки ЭЦН отмечалось постепенное снижение ведения добычи с использование только фонтанной устьевой арматуры, то есть за счет естественной энергии пласта:

-по скв. № 15 среднегодовая добыча в период 2014 – 2017 гг сократилась на 29,4% (с 68 т/сут по нефти, до 48 т/сут по нефти), пластовое давление снизилось на 18% (с 20,5 МПа до 16,8);

-по скв.; 17 среднесуточная добыча в период 2014-2017 гг сократилась на 28,7% (с 65 т/сут при запуске скважины, до 47 т/сут на 01.01.2018 г), пластовое давление в дренируемой зоне снизилось на 24% (с 21,5 МПа до до 16,3 МПа)

В целом обе скважины имели одни из самых низких дебитов по месторождению, так если в среднем за год с одной скважины ежегодно добывается 22-25 тыс. т нефти, то по исследуемым скважины данный показатель за 2017 г составил 28,82 тыс. т в сумме.

Далее после вывода скважин под работу УЭЦН их среднесуточные дебиты увеличились в среднем на 9,5 /сут (на 20%) по нефти с дальнейшей общей среднегодовой добычи на уровне 17-18 тыс. т со скважины, при этом средняя обводненность уменьшилась на 3,2 %. Технологические показатели добычи скважин “ДО” установки ЭЦН и “ПОСЛЕ” приведены на Рисунок 3 .7.



Рисунок 3.7 - Технологически показатели добычи по скважинам № 15, 17 Юрубчено-Тохомском месторождения

По сравнению с 2017 г по двум скважина после замены ДО удалось дополнительно добыть 7,628 тыс. т нефти, тем самым по месторождению в целом удается сохранять проектные и фактические показатели добычи по утвержденному плану, отсюда перевод этих двух скважин под УЭЦН признан успешным.

В дальнейшем по месторождению около 10-15% фонда скважин по мере разработки необходимо ежегодно переводить под механизированную добычу.

Так если в 2019 г кол-во скважин что находятся в эксплуатации уже более 4-5 лет и при этом оборудованных фонтанной арматурой составляет 5-7 ед., то есть скважин на которых потенциально необходимо устанавливать глубинно-насосное добывающее оборудование, то в период 2020-2025 гг по мере дальнейшего освоения месторождения таких скважин приблизительно будет 10-15 ед в сравнении со всем фондом доб. скважин.

---