Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УЭЦН Озерного месторождения

     Максимальные  уровни:

• добыча нефти           131,9 тыс.т.
• добыча жидкости     283,8 тыс.т.
• закачка воды             415  тыс.м³

     Темп  отбора от начальных извлекаемых запасов – 5,5% 

     Основной  фонд скважин – 40скв.

           в том числе:

     добывающих  –     25 скв.

     нагнетательных  – 15 скв. 

     

• объект  Фм – по четвертому варианту- избирательная система заводнения.

     Максимальные  уровни:

• добыча нефти           480,4 тыс.т.
• добыча жидкости     699,1 тыс.т.
• закачка воды             1138  тыс.м³

     Темп  отбора от начальных извлекаемых  запасов – 6,8% 

     Основной  фонд скважин – 73скв.

           в том числе:

     добывающих  –     49 скв.

     нагнетательных  – 24 скв.

• разработка объектов См и Ок возвратным фондом скважин пластов Бш и Фм

     после выполнения им своего проектного назначения.

     Основной  фонд скважин месторождения – 114 скв, резервный –17 скв, из них для  объекта Фм-11, Бш –6.

     Проектные уровни по месторождению в целом:

• добыча нефти           612 тыс. т (2006 г.)
• добыча жидкости     1073 тыс. т (2012 г.)
• закачка воды             1541 тыс. м³ (2009 г.)

     Изменение показателей разработки представлено на графике разработки (Приложение №1).

       

 

     График  разгазирования

     

     2.2. Используемое оборудование 

     УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.

     Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос 5, гидрозащиту и электродвигатель 3. Он спускается в скважину на колонне НКТ 7, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования 11, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны 1. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор 14 и станцию управления 13 по кабелю 8, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель 3, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса 5 (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан 6, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном — спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор 2 и протектор 4.

     Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

     Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м

     

 
 
 

     . 
 
 
 
 
 

     

     

     Основные узлы установки центробежного электронасоса 

     Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25 - 1300 м³/сут и высотой подъема жидкости 50- 2000 м.

     В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на три условные группы 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 92, 103 и 114 мм. Они предназначены для эксплуатации скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144.3 мм, а установки УЭЦН 6-500-1100 и УЭЦН 6-700-800 - для скважин диаметром эксплуатационной колонны 148,3 мм,

     В качестве примера приведем три шифра установок: У3ЭЦН 5-130-1200, У2ЭЦНИ 6-350-1100 и УЭЦН 5-180-1200, где кроме УЭЦН приняты следующие обозначения:    3 - модификация; 5 - группа насоса; 130 - подача, м³/сут;  1200 - развиваемый напор, м; И - износостойкое исполнение; К- коррозионностойкое исполнение (остальные обозначения аналогичны).

     Центробежные электронасосы — это погружные центробежные секционные многоступенчатые насосы. По принципу действия они не отличаются от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости.

     

     Погружной электродвигатель. В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД (рис 12,3). Погружной электродвигатель состоит из статора 10_, ротора 11, головки 7 и основания 12. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. К концам обмотки статора припаивают специальные выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющей высокую электрическую и механическую прочность. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную изоляционную штепсельную колодку (муфту для двигателей диаметром 117 мм) кабельного ввода 3. Токоввод может быть и ножевого типа, представляющий собой плоскую колодку, контакты в которой залиты резиной.

      Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Дополнительную циркуляцию масла и смазку подшипников ротора обеспечивает турбинка 9. Фильтр 8 очищает масло. В головке двигателя расположены пята 5 и подпятник 6.

     

     Погружные электродвигатели имеют следующие шифры: ПЭД 125-138АВ5, где 125 - номинальная мощность, кВт (16 - 125 кВт); 138 - диаметр корпуса, мм (103 - 138 мм); АВ5 - серия двигателя. При работе электродвигателя серии АВ5 температура окружающей среды не должна превышать 50 - 70 °С. Разрабатываются двигатели серий ДВ5 и КВ5, рассчитанные на температуру +60 - 70 °С, БВ5 и ЛВ5 - на температуру +90°С. Для погружных электродвигателей линейное напряжение составляет 380 - 2300 В, сила номинального тока - 24,5 - 86 А при частоте 50 Гц. Частота вращения ротора 3000 мин^-1.

     Гидрозащита  предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.

     Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и в скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину.

     Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищенной от повреждений стальным корпусом. Полость за диафрагмой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

     Кабель. С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый ( изоляция в один или два слоя ), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента ) круглый кабель ( типа КПБК ), а в пределах погружного агрегата плоский ( типа КПБП ). Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается горячим способом в пресс-формах. Строительная длинна кабеля составляет 800 – 1800 м. Кабеля берут из расчета на максимальную глубину подвески агрегата, а излишек оставляется на кабельном барабане  (см. рис.). Потери напряжения в кабеле составляют 25 -125 В на 1000 м.

     

     Станция управления и комплектное устройство, автоматизация скважин. Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.).

     Станция управления типа ШГС-5804 предназначена для управления УЭНЦ с электродвигателем мощностью до 100 кВт, а комплектное устройство типа КУПНА-79 - выше 100 кВт. Они имеют ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пункта, работают по программе.

     Наряду со станцией управления автоматизация скважины, оборудованной УЭЦН, предусматривает применение разгруженного отсекателя манифольдного типа РОМ-1. Отсекатель перекрывает выкидную линию при повышении или резком снижении давления (вследствие порыва трубопровода).

     Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭД (350 - 6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле. Ранее трансформаторы выполнялись не маслозаполненными (сухими). В настоящее время используются силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные подстанции типов КТП и КТППН. Они предназначены для установки на открытом воздухе. Трансформаторы подбирают по типу погружного электродвигателя.

     Оборудование устья скважины. Оборудование устья ОУЭ обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций (рис ). Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтегазосбора монтируется обратный клапан.

     

     Беструбные конструкции УЭЦН. С целью увеличения дебита и высоты подъема, уменьшения металлоемкости УЭЦН были разработаны беструбые   конструкции с применением грузонесущего   кабель-каната,  например,  УЭЦНБ- 5А-250-1050. где Б обозначает беструбную установку.  Кабель-канат выдерживает нагрузку 100 кН за счет проволочной стальной оплетки, обвитой   вокруг   него В скважине размещаются снизу-вверх насос, гидрозащита и электродвигатель.  Это позволяет   увеличить   диаметр погружного агрегата и соответственно напор, развиваемый одной ступенью, почти в 2 раза.

     С помощью   НКТ,  штанг или троса в скважину спускается и закрепляется на внутренней стенке эксплуатационной колонны шлипсовый пакер. На кабель-канате   спускается погружной агрегат,   сажается в седло пакера и уплотняется в нем посадочными кольцами. Одновременно    всасывающий патрубок с приемной сеткой проходит   через пакер и открывает обратный клапан тарельчатого типа, имеющийся в нижней части пакера. На устье кабель-канат герметизируется в сальнике арматуры. Жидкость подается   по обсадной колонне на поверхность.

     Для данной конструкции наиболее сложна борьба с песком, отложениями парафина.

     

     

     Оборудование устьевое ОУЭ, рассчитанное на рабочее давление 14 МПа:

     / — трубная подвеска; 2 — кабель; 3 — кран пробковый проходной; 4 — корпус; 5 — манжета 
 

 

2.3. Анализ добывных возможностей скважины

2.3.1. Определение коэффициента продуктивности

, где

- фактический дебит скважины, ;

- пластовое давление, ;

- забойное давление, . 

 
 
 

 

2.3.2. Определение минимально допустимого забойного давления

, где

- давление насыщения по данному  продуктивному пласту, ;

- давление насыщения, .

2.3.3. Определение максимального допустимого дебита скважины

, где

- коэффициент продуктивности, ;

- пластовое давление, ;