Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
6,34414-207,660,50417,80,204695,3325,246,3120,9485,240085,20,84150,214701,394,317,353,04484,4304180,40,172180,21
.5 Выбор оборудования
.5.1 Определение необходимого напора ЭЦН
, где
- статический уровень в сепараторе, м
- депрессия, м
- потери напора на трение, м
- разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора, м
- избыточный напор в сепараторе, м
Определение потерь на трение
, где
- коэффициент гидравлических сопротивлений
- глубина спуска насоса, м
- расстояние от устья до сепаратора, м
- дебит скважины,
- внутренний диаметр НКТ, м
Определение критерия Рейнольдса
, где
- дебит скважины,
- внутренний диаметр НКТ, м
- кинематическая вязкость жидкости,
По диаграмме определяем диаметр НКТ для заданных дебитов скважины:
;
Определение коэффициента гидравлических сопротивлений
Относительная гладкость труб:
, где
- шероховатость стенок, мм
- внутренний диаметр НКТ, мм
По диаграмме зависимости коэффициента гидравлических сопротивлений от Re и относительной гладкости труб определяем:
Определим потери напора на трение:
Определим необходимый напор насоса:
Для скважины №431 выбираем насос ЭЦНМ5-20-1200, где
ЭЦН - электроцентробежный насос
М5 - группа посадки
-Номинальная подача
-Условный номинальный напор
Выводы и рекомендации
В работе было рассмотрено 14 скважин на Озерном нефтяном месторождении Фоменского пласта, оборудованных УЭЦН.
В процессе работы я рассчитал следующие параметры:
-коэффициент продуктивности скважины;
-допустимое забойное давление;
оптимальный допустимый дебит скважины;
разницу между фактическим и оптимальным дебитом скважины.
Определил: Газовый фактор на приёме насоса, оптимальную глубину погружения насоса, фактическую глубину погружения насоса под динамический уровень, разницу между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса, коэффициент продуктивности насоса.
По найденным данным я сделал вывод, что в целом работа скважины производится с частичным нарушением: в 60% всех скважинах оборудование находится ниже оптимальной глубины погружения насоса, в остальных 40% оно не допущено. Причиной этого является снижение пластового давления и снижение уровня жидкости в скважине или нарушение в работе системы нагнетания. В скважинах №№34, 45, 62, 70, 73, 74, 76, 81, 83, 84 коэффициент подачи насоса меньше 0,49 - это говорит о том, что имеются утечки в резьбовых соединения насосно-компрессорных труб. И лишь в 4 скважинах коэффициент подачи находится в допустимых условиях.
Выполнив пересчёт оборудования на скважинах №34, 62 с низким коэффициентом подачи насоса, я пришёл к следующим выводам: на скважине №34 стоявший насос ЭЦН5-25-1700, надо поменять на ЭЦНМ5-20-1400, а на скважине №62 установленный насос ЭЦН5-25-1300 надо поменять на ЭЦНМ5-20-1200. На насосах установить нужное число ступеней, а это для ЭЦНМ5-20-1400 составляет 259 ступеней, а для ЭЦН5-20-1200 составляет 242 ступени. Также установить погружные электродвигатели для скважины №34 ПЭД10-103, а для скважины №62 ПЭД10-103.
После выполнения всех этих требований скважины будут работать согласно технологического регламента.
При установке данных насосов не будет наблюдаться нарушение технологического режима.
озерный скважина дебит нефтеносность
3. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ
.1 Охрана окружающей среды
С точки зрения охраны окружающей среды важно повышать степень утилизации нефтяного газа, состав которого весьма разнообразен как в количественном, так и в качественном отношении и может содержать от сотен до десятков процентов таких коррозионно-активных и сильно ядовитых компонентов, как сероводород, углекислый газ и др.
Нефтяной газ на установках подготовки нефти содержит большое количество высокомолекулярных углеводородов, поэтому он, как и сероводород, тяжелей воздуха и эти ядовитые газы могут скапливаться в пониженных местах. На установках подготовки нефти имеется много различных технологических колодцев, заглубленных лотков. Поэтому каждый рабочий на установке по подготовке нефти должен иметь закрепленный за ним противогаз, содержать его в исправности и уметь пользоваться им. На установке должен быть составлен перечень газоопасных мест и работ, который ежегодно пересматривается и утверждается главным инженером предприятия. Рабочие должны быть ознакомлены с этим перечнем. Газоопасные места должны быть обозначены предупреждающими знаками. Работы в газоопасных местах должны производиться инструментом из металлов, не дающих искр. Запрещается вести какие-либо работы, связанные с ударами, подтяжкой, креплением болтов и шпилек на аппаратах и трубопроводах, находящихся под давлением, а также набивать и подтягивать сальники на работающих насосах.
В случае разлива на территории установки или на пол производственных помещений нефти и других легковоспламеняющихся продуктов необходимо срочно принять меры, исключающие их воспламенение. Место разлива следует засыпать песком с последующей уборкой или промыть водой при помощи шланга.
Курение на установках подготовки нефти допускается в специально отведенных местах, согласованных с пожарной охраной.
Вскрывать люки на аппаратах следует по порядку сверху вниз, чтобы не создать через аппарат ток воздуха. Крышки открытых люков гайками.<