Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах

Добычу нефти на Юрхаровском месторождении предлагается осуществлять установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Применение УЭЦН позволяет вводить нефтяные скважины в эксплуатацию как непосредственно после бурения, так и при переводе с фонтанного способа добычи на механизированный, эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, когда форсированные режимы работы являются одним из решающих факторов, причем соответственно и растет доля добычи нефти с помощью ЭЦН.

Применение УЭЦН позволяет получить следующие преимущества по сравнению с другими способами добычи нефти:

1. Широкий диапазон изменения подачи, нижнего и верхнего пределов, обусловленного особенностями характеристики (Q-Н) центробежных насосов.

2. Расположение привода непосредственно у насоса позволило передавать последнему большие мощности. Так, у штанговых насосов, имеющих связь привода (станка-качалки) с глубинным насосом в виде длинной колонны штанг, полезная мощность ограничена примерно до 40 кВт при обсадной колонне диаметром 168 мм и напоре насоса 1000 м. У глубинного центробежного насоса полезная мощность в этих условиях может составилять более 100 кВт. Глубинные центробежные насосы при напоре 1100 м обеспечивают отбор жидкости до 500 м³/сут. из скважин с внут­ренним диаметром обсадной колонны 130 мм; при напоре до 800 м—700 м³/сут. из скважин с внутренним диаметром обсадной колонны 148 мм.

3. При средних и больших отборах жидкости (100—150 м³/cyт. и более) установки центробежных насосов — наиболее экономич­ный и наименее трудоемкий по обслуживанию вид оборудования для добычи нефти. Обслуживание установок несложное, так как на поверхности размещается только станция управления и авто­трансформатор или трансформатор.

Рисунок 7.2 – Технологическая схема УЭЦН для добычи нефти

1- станция управления; 2- трансформатор; 3- клеммная коробка; 4- устьевая арматура; 5- регулируемый штуцер; 6- обратный клапан; 7- эл. кабель; 8- протектор для кабеля; 9- стоп-кольцо; 10- сбивной клапан; 11- обратный клапан; 12- ловильная головка; 13- насосные секции; 14- газосепаратор; 15-протектор; 16- ПЭД; 17- компенсатор; 18- монтажная крышка.

4. Существенно упрощается монтаж оборудования и перевод скважин на насосную эксплуатацию, так как для относительно легких станции управления и трансформатора не требуется фун­дамент.

5. Возможность дистанционного контроля работы установки и ее состояния.

Пример подбора глубинного оборудования показан в таблице 7.1. Скважина 611, планируется переводом на механизированную добычу в октябре 2017 года с начальным дебитом по жидкости 36,9 м³/сут, с последующим падением дебита до 12 м³/сут в следующие 12 месяцев, предлагается спустить оборудование типа ЭЦНДП5-25-2700 на глубину 2745 м (по вертикали), расчетный динамический уровень составит 2447 м. После 12 месяцев эксплуатации возможен перевод в периодическую эксплуатацию или же при отказе возможен переход на меньший типоразмер.

Таблица 7.1 – Расчетные параметры скважины 611.

Месторождение
Куст
Скважина
Пласт
Средневзвешенное пластовое давление	163,0
Глубина кровли пласта (верхние дыры перфорации) по стволу, м
Удлинение на кровлю пласта,м
Глубина спуска ЭЦН по стволу,м
Удлинение на глубину спуска ЭЦН по стволу,м
Текущий дебит жидкости, м3/сут	36,96
Динамический уровень по стволу, м
Удлинение на глубину динамического уровня по стволу,м
Затрубное давление, атм
обводненность,%
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,65
Плотность дегазированной нефти г/см3	0,845
Плотность пластовой воды г/см3	1,02
Давление насыщения, атм
Текущий дебит нефти т/сут	21,38136
Текущее забойное давление, атм	50,25139
Текущий коэфициент продуктивности	1,49893
Плотность пластовой жидкости г/см3	0,6907
Давление на приеме насоса, атм	23,8259
Планируемое забойное давление, атм
Максимальный теоретический дебит жидкости, при Рзаб=0,м3/сут	51,1
Дебит жидкости при Рзаб=Рнас	-190,4
Планируемая глубина спуска, м
Удлинение на планируемую глубину спуска, м
Газовый фактор, м3/м3	61,76
Устьевая температура, С
Дебит жидкости при заданном Рзаб,атм	37,1
Динамический уровень при заданном Рзаб, атм
Минимальная рекомендуемая глубина спуска, м
Предельная глубина спуска, м
Расчентый Нд при установившемся режиме (Необходимо задать Нспуска), м
Давление на приеме насоса, атм	40,2
Прирост нефти при заданном Рзаб, т/сут	0,1
Прирост жидкости при заданном Рзаб, м3/сут	0,1
Критическое Рзаб, атм	110,1

В таблице 7.2 приведены рекомендуемые компоновки установок электроцентробежных насосов и глубина спуска для добывающих нефтяных скважин Юрхаровского месторождения.

Таблица 7.2 – Рекомендуемые компоновки УЭЦН

№ скважины	Глубина спуска, м	Тип насоса	Тип ПЭД	Мощность потребляемая кВт
		10.1ЭЦНДП5-20-2750	ПЭДБ22-117М1В5
		10.1ЭЦНДП5-25-2700	ПЭДБ24-117М1В5
		10.1ЭЦНДП5-50-2850	ПЭДБ40-117М1В5
		10ЭЦНД5-80-2650	ПЭДБ45-117М1В5
		10.1ЭЦНД5-125-2950	1ВЭДБТ110-117В5
		10.1ЭЦНД5А-200-2950	1ВЭДБТ110-117В5
		10.1ЭЦНД5А-200-2950	1ВЭДБТ110-117В5
		10.1ЭЦНДП5-25-2700	ПЭДБ24-117М1В5
		10ЭЦНД5-80-2650	ПЭДБ45-117М1В5
		10.1ЭЦНДП5-20-2750	ПЭДБ22-117М1В5
		10ЭЦНД5-80-2650	ПЭДБ45-117М1В5
		10.1ЭЦНД5-30-2700	ПЭДБ32-117М1В5
		10.1ЭЦНД5-80-2850	ПЭДБ63-117М1В5
		10.1ЭЦНДП5-20-2750	ПЭДБ22-117М1В5
		10.1ЭЦНД5-30-2700	ПЭДБ32-117М1В5
		10.1ЭЦНД5-80-2850	ПЭДБ63-117М1В5
		10.1ЭЦНДП5-20-2750	ПЭДБ22-117М1В5
		10.1ЭЦНДП5-20-2750	ПЭДБ22-117М1В5
		ЭЦН5А-400	ПЭДНС140-117-1900
		10.1ЭЦНДП5-20-2750	ПЭДБ22-117М1В5
		10.1ЭЦНД5-30-2700	ПЭДБ32-117М1В5
		ЭЦН5А-400	ПЭДНС140-117-1900
		2ЦОНП5А-250	ПЭДНС125-117-2300
		10.1ЭЦНД5-30-2700	ПЭДБ32-117М1В5
		10.1ЭЦНД5-30-2700	ПЭДБ32-117М1В5
Всего:

Потребляемая электрическая мощность электроцентробежных насосов по месторождению составит 1, 376 МВт.

Все установки рекомендуется спускать на НКТ 73 мм, с толщиной стенки 5-5,5 мм, выполненной из марок стали К,Д,Е.

В таблицах 7.3-7.8 приведены типовые компоновки рекомендуемых установок электроцентробежных насосов.

Таблица 7.3. Типовая компоновка 1 (10.1ЭЦНДП5-20-2750)

	Наименование	Длина, м.	Зазор s, м.	a, град.
ЭЦН	10.1ЭЦНДП5-20-2750	14,64	0,016	1,568
Комплектация насоса	Модуль входной	0,287
Клапан спускной КС73(удл)	0,322
Клапан обратный КОГ73(удл)	0,349
Клапан обратный шаровый КОШ73	0,352
Труба Шламовая ТШБ-42*73	1,56
Газосепоратор	3МНГБ5-04КМ	0,936
ПЭД	ПЭДБ22-117М1В5	4,631
Гидрозащита	1ПБ92А	0,231
		23,308

Таблица 7.4 Типовая компоновка 2 (10.1ЭЦНД5-30-2700)

	Наименование	Длина, м.	Зазор s, м.	a, град.
ЭЦН	10.1ЭЦНД5-30-2700	19,139	0,016	1,280
Комплектация насоса	Модуль входной	0,287
Клапан спускной КС73(удл)	0,322
Клапан обратный КОГ73(удл)	0,349
Клапан обратный шаровый КОШ73	0,352
Труба Шламовая ТШБ-42*73	1,56
Газосепоратор	3МНГБ5-04КМ	0,936
ПЭД	ПЭДБ32-117М1В5	5,391
Гидрозащита	1ПБ92А	0,231
		28,567

Таблица 7.5 Типовая компоновка 3 (10ЭЦНД5-80-2650 )

	Наименование	Длина, м.	Зазор s, м.	a, град.
ЭЦН	10ЭЦНД5-80-2650	21,139	0,016	1,113
Комплектация насоса	Модуль входной	0,287
Клапан спускной КС73(удл)	0,322
Клапан обратный КОГ73(удл)	0,349
Клапан обратный шаровый КОШ73	0,352
Труба Шламовая ТШБ-42*73	1,56
Газосепоратор	3МНГБ5-04КМ	0,936
ПЭД	ПЭДБ63-117М1В5	7,706
Гидрозащита	1ПБ92А	0,231
		32,882

Таблица 7.6 Типовая компоновка 4 (10.1ЭЦНД5-125-2950)

	Наименование	Длина, м.	Зазор s, м.	a, град.
ЭЦН	10.1ЭЦНД5-125-2950	21,139	0,016	1,196
Комплектация насоса	Модуль входной	0,287
Клапан спускной КС73(удл)	0,322
Клапан обратный КОГ73(удл)	0,349
Клапан обратный шаровый КОШ73	0,352
Труба Шламовая ТШБ-42*73	1,56
Газосепоратор	3МНГБ5-04КМ	0,936
ПЭД	1ВЭДБТ110-117В5	5,415
Гидрозащита	1ПБ92А	0,231
		30,591

Таблица 7.7 Типовая компоновка 6 (10.1ЭЦНД5-200-2950)

	Наименование	Длина, м.	Зазор s, м.	a, град.
ЭЦН	10.1ЭЦНД5А-200-2950	14,931	0,016	1,499
Комплектация насоса	Модуль входной	0,287
Клапан спускной КС73(удл)	0,322
Клапан обратный КОГ73(удл)	0,349
Клапан обратный шаровый КОШ73	0,352
Труба Шламовая ТШБ-42*73	1,56
Газосепоратор	3МНГБ5-04КМ	0,936
ПЭД	1ВЭДБТ110-117В5	5,415
Гидрозащита	1ПБ92А	0,231
		24,383

Таблица 7.8 Типовая компоновка 7 (10.1ЭЦНДП5-25-2750)

	Наименование	Длина, м.	Зазор s, м.	a, град.
ЭЦН	10.1ЭЦНДП5-25-2700	12,64	0,016	1,715
Комплектация насоса	Модуль входной	0,287
Клапан спускной КС73(удл)	0,322
Клапан обратный КОГ73(удл)	0,349
Клапан обратный шаровый КОШ73	0,352
Труба Шламовая ТШБ-42*73	1,56
Газосепоратор	3МНГБ5-04КМ	0,936
ПЭД	ПЭДБ24-117М1В5	4,631
Гидрозащита	1ПБ92А	0,231
		21,308

Дата добавления: 2015-07-25