Установка электроцентробежного насоса
Реферат - Экономика
Другие рефераты по предмету Экономика
а до устья скважины; долото диаметром 215,9 мм для третьего забуривания до проектной глубины (глубина около 4500м) и спускается 168,3 мм эксплуатационная колонна, подъем цемента до 200м выше границы кровли соли кунгурского яруса (в зоне с маломощным соляным куполом подъем на глубину 3100м, а в зоне с мощным соляным куполом подъем цемента до 500м). Во втором варианте конструкция скважин следующая: долото диаметром 215,9 мм для третьего забуривания до глубины 4350м, спущены нефтяные хвостовики диаметром 177,8 мм, долото диаметром 149,2 мм для четвертого забуривания до 4450м проектной глубины и заканчивать скважину открытым стволом. Для наклонно-направленных скважин выбран более простой 4-х интервальный профиль ствола вертикальный - набор угла наклонения - набор угла наклонения - поддержание наклонения, кривизна контролируется в пределах 3-1О/ЗОм, максимальный угол наклона наблюдается в пределах 60-85, горизонтальный участок - 600 м, долото диаметром 215,9 мм для третьего забуривания до проектной глубины и спускаются комбинированные 168,3 мм и 139,7 мм колонны для заканчивания скважин.
2.5Буровые растворы:
Для ствола диаметром 444,5 мм применяется буровой раствор двух-ионных полимеров, для 311,2 мм ствола в зоне маломощных соляных куполов применяются растворы КС1 двух-ионных полисульфатов+насыщенные соленые воды двух-ионных полисульфатов, а в зоне мощных соляных куполов применяются растворы силико-калиевых двух-ионных полисульфатных насыщенных соленых вод с нефтью, для 215,9 мм ствола применяется раствор калиевых полисульфатов с функцией экранирующей изоляции для бурения и заканчивания скважин.
2.6Настоящим проектом рекомендуется фонтанный способ эксплуатации скважин. По результатам расчета зависимости дебита жидкости от диаметра труб для ее подъема на поверхность следует применить НКТ.
Для скважин каменноугольной залежи:
Вариант 1: насосно-компрессорные трубы типа SM-C110 диаметром 88,9 мм и толщиной стенки 6,45 мм;
Вариант 2: насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,51 мм. -для скважин нижнепермских залежей:
Вариант 1: насосно-компрессорные трубы типа SM-C110 диаметром 73мм и толщиной стенки 5,51мм;
Вариант 2: насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,51 мм + типа L80 диаметром 60,3 мм толщиной стенки 4,83 мм. Устье скважин рекомендуется оборудовать фонтанной арматурой антикоррозионного исполнения рассчитанную на давление 70 МПа, а для скважин в которых планируется проведение ГТМ - 105 МПа.
Коррозия на данном месторождении относится к средней коррозии и следует применять антикоррозионные мероприятия по защите скважинного оборудования.
- Подготовку продукции скважин подсолевых залежей месторождения Кенкияк необходимо осуществлять на Жанажолском газоперерабатывающим заводе (ЖГПЗ) при содержании серы до 0,6% в обводненной нефти подсолевых залежей при высоком содержании серы в газе каменноугольной залежи продукцию скважин рекомендуется перекачивать на ЖГПЗ, где будет производиться обезвоживание, обессеривание и стабилизация; при отсутствии серы и после отделения жидкости, газ нижнепермских залежей необходимо использовать в качестве горючего при применении вторичного метода повышения нефтеотдачи (закачка пара) на надсолевых залежах месторождения Кенкияк, а нефть при содержании серы до 0,6% и воды до 0,5% перекачивать с помощью насоса в систему перекачки среднего давления или на головную станцию сбора и транспорта нефти месторождения Кенкияк (надсолевой и подсолевой).
Станция перекачки будет рассчитана на системы среднего и низкого давления. Нефть и газ залежи карбона будет поддаваться в систему перекачки среднего давления для дальнейшей транспортировки в установки сепарации. Нефть и газ пермских отложений будет поддаваться в систему перекачки низкого давления, где будет происходить первичная нефтегазовая сепарация. Объем транспорта нефти и газа: обводненной нефти - 1,5 млн. т/год, а газа - 1500 тыс. м3/сут.
Предусмотрен монтаж нефтепроводов протяженностью 11,5 км (325*12) между станцией перекачки среднего давления подсолевых залежей и головной станцией транспорта месторождения Кенкияк. Предусмотрен монтаж нефтегазопровода, протяженностью 55 км (52О*15) между станцией перекачки среднего давления подсолевых залежей и ЖГПЗ. Пропускная способность трубопровода для нефти составляет 1,5 млн. т/год, газа - 1500 тыс. м /сут.
3. Техническая часть
3.1 Состав и комплектность УЭЦН
Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства) (см. приложение№1.). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.
Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель