Курсовой по геологии - Тема - Подбор УЭЦН для типовой скважины Сугмутского месторождения

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.