Реферат: Установка электроцентробежного насоса
Министерство образовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>и науки Республики Казахстан
Актобенский Университет «Дуние»
Кафедра «нефтегазовогодело»
Курсова<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>работа
По дисциплине: Разработка нефт<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ныхместорождений
На тему: Установка электроцентробежного насоса
Выполнил студент: РЭНГМ 02-2 Пауеден Куандык
<img src="/cache/referats/23301/image001.gif" v:shapes="_x0000_s1039">
Проверил: КалмыковВ.М.
<img src="/cache/referats/23301/image002.gif" v:shapes="_x0000_s1040">
Актобе 2006г
Содержание
1.Введение………………………………………………………………………1стр.
2.Геологи<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>месторождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к………………………………………..3стр.
3.Техническа<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>часть………………………………………………………...…9стр.
4.Охрана труда и техника безопасности
5.Список литературы
6.Приложени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>
1. ВВЕДЕНИЕУЭЦН предназначены дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>откачки пластовой жидкости из нефт<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ныхскважин и используетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> форсировани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>отбора жидкости. Установки относ<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>тс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> кгруппе изделий II, виду Iпо ГОСТ 27.003-83.
Климатические исполнение погружного оборудовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> – 5, наземного электрооборудовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> – IГОСТ 15150-69.
Дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> надежной работы насоса требуетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> его правильный подбор к данной скважине. Приработе скважины посто<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>нно мен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ютс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости:содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, икак следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный периодработы насоса. На данный момент делаетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>упор на более надежное оборудование, дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>увеличени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> межремонтного периода, икак следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добитьс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, примен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName><st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежныенасосы имеют большой межремонтный период.
Установку УЭЦН можно примен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>тьпри откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.
Установки погружных центробежных насосов предназначены дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> откачки из нефт<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ныхскважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду игаз, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов,содержащихс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в откачиваемойжидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышеннойкорозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкостиконцентраци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> мехпримесей превышаетдопустимую 0,1 граммлитр происходит засорение насосов, интенсивной износрабочих агрегатов. Как следствие, усиливаетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>вибраци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, попадание воды в ПЭД поторцевым уплотнени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>м, происходитперегрев двигател<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, что приводит котказу работы УЭЦН.
Условное обозначение установок:
УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,
Где У –установка, 2 –втора<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> модификаци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, Э – с приводом от погружного электродвигател<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, Ц – центробежный, Н – насос, К – повышенныйкоррозионостойкости, И – повышенной износостойкости, М – модульного исполнени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, 6 – группы насосов, 180, 350 – подача мсут,1200, 1100 – напор, м.в.ст.
В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны,максимального поперечного габарита погружного агрегата, примен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ют ЭЦН различных групп – 5,5, а 6. Установка группы5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5 а с поперечнымгабаритом 124 мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосытакже подраздел<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ют на три условныегруппы – 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 – 92 мм, группы 5 а – 103 мм,группы 6 – 114 мм. Технические характеристики насосов типа ЭЦНМ и ЭЦНМКприведены в приложении№1
Разработка бесштанговых насосов в нашейстране началась еще до революции. Когда А.С. Артюнов вместе с В.К. Домовымразработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводилс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в действие погружным электродвигателем. Советскиеинженеры, начина<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> с 20-х годов,предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем.Одним из первых такие насосы разработал М.И. Марцишевский.
Разработка скважинного насоса спневмодвигателем была продолжена в Азинмаше В.И.Документовым. скважинные центробежные насосы с электроприводом
разрабатывалисьв предвоенный период А.А.Богдановым, А.В. Крыловым, Л.И. Штурман. Промышленныеобразцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в особомконструкторском бюро по бесштанговым насосам. Эта организаци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> ведет все работы по скважинным бесштанговымнасосам, в том числе и по винтовым, диафрагменным и др.
Нефтегазодобывающа<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> промышленность с открытием новых месторожденийнуждалась в насосах дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> отбора изскважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационаленлопастной насос, приспособленный дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>больших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы с рабочимиколесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданныхподачах жидкости и габаритах насоса. Широкое применение скважинных центробежныхнасосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборахжидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемкипри обслуживании, по сравнению скомпрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При большихподачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживаниеустановок ЭЦН просто, так ака на поверхности размещаютс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>только станци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> управлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> и трансформатор, не требующие посто<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>нного ухода.
Монтаж оборудовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ЭЦН прост, так как станци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> управлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> и трансформатор не нуждаютс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкойбудке.
2. Геологи<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> месторождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к
Месторождение Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к в административном отношении относитс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> к Темирскому району Актюбинской области. Ближайшимнаселенным пунктом <st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>вл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>етс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>поселок Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к, расположенный ксеверо-востоку от месторождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, где находитс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> НГДУ (нефтегазодобывающее управление). В <st1:metricconverter ProductID=«100 км» w:st=«on»>100 км</st1:metricconverter> от площади проходит железна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> дорога Москва — Средн<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName><st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> Ази<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>.Ближайшее разрабатываемое нефт<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ное месторождение Жанажолрасположено в <st1:metricconverter ProductID=«45 км» w:st=«on»>45 км</st1:metricconverter>юго-восточнее.
Областной центр — г.Актобе находитс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в <st1:metricconverter ProductID=«220 км» w:st=«on»>220 км</st1:metricconverter> к северу отместорождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к и св<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>занс нефтепромыслами Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к и Жанажолшоссейной дорогой с асфальтовым покрытием.
Месторождение Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к расположено в восточной прибортовой части Прикаспийскойвпадины. В орографическом отношении месторождение находитс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в пределах Предуральского плато и представл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ет собой слабовсхолмленную равнину. Абсолютныеотметки рельефа измен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ютс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в пределах плюс 180 — 220м. Минимальные отметкирельефа приурочены к долине реки Темир. Река Темир пересекает площадь месторождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в юго-восточном направлении и <st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>вл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>етс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> основным источником воды. Вода из реки Темирхарактеризуетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> высокойминерализацией и используетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> только дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> технических целей, а дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>бытового использовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> воду берут изводозаборных скважин.
Климат районарезкоконтинентальный с жарким летом и холодной зимой. Колебани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> температуры воздуха в зависимости от сезонасоставл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ют от минус 45 до плюс 40°С.Снежный покров обычно ложитс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> всередине но<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>бр<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>и сохран<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>етс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>до ма<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>. Толщина снежного покрова достигает 20 — <st1:metricconverter ProductID=«30 см» w:st=«on»>30 см</st1:metricconverter>.
Сильные ветрывосточного и юго-восточного направлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>летом часто вызывают суховеи, ураганные бури, а зимой снежные бураны, нередкоперемешанные с песком. Средн<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName><st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скорость ветров составл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ет5-6 м/с.
Растительный покроврайона бедный. Заросли кустарника и джиды встречаютс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>в долине реки Темир и в глубоких балках. Трав<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>нойпокров, представленный ковылем, полынью и различными злаками обилен весной, клету он выгорает.
Непосредственно натерритории месторождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> имеютраспространение такие строительные материалы как песок, глина, суглинки.
1. Геологическа<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>характеристика нефт<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ных залежей
1.1Подсолевыеотложени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> месторождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>кобразуют два продуктивных
горизонта: нижнепермский и каменноугольный. Нижнепермска<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> нефт<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>на<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>залежь <st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>вл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>етс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>литологически экранированной (линзовидные), не имеет единого ВНК, а каменноугольна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> залежь — единой массивной, с ВНК на отметке минус4230м. Утвержденные остаточные геологические запасынефти нижнепермской залежи (на дату подсчета)по категории С1 составл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ют 34013 тыс.т, по категории С2 — 40998 тыс.т,извлекаемые запасы соответственно по категории С1 — 5328 тыс.т, покатегории С2 — 6477 тыс.т.
Утвержденные остаточные геологическиезапасы нефти (на дату подсчета) по категорииС1 каменноугольнойзалежи (КТ-П) составл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ют 77163тыс.т, извлекаемые запасы покатегории С2 — 23139 тыс.т.
Всего извлекаемыхзапасов подсолевых залежей по категории С1 — 28467 тыс.т, за вычетом добычи нефти на датуутверждени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> запасов (173 тыс.т).
Суммарные геологические запасы нефти (С1 +С2) по всей подсолевой частиместорождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> составл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ют 152174 тыс.т, из них запасы нефти (С1) — 111176 тыс.т, за вычетом добычи на датуутверждени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> запасов (ГКЗ СССР,Протокол №11125 от 23.10.1991г.).
1.2 По конфигурации структура подсолевых отложений представл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>етс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> структурным «носом», с углом наклона к северо-западу. Покровле пластаКТ-П структура разбита нарушени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ми и состоит из нескольких куполов.Покровле нижнепермского горизонта данна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> структура менее разбита нарушени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ми.
1.3 Условием осадконакоплени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> карбонатных пород-коллекторов каменноугольных отложений <st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>вл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>етс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> мелководна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> морска<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> областькарбонатнойплатформы. В фациальном отношенииданные породы-коллектора принадлежат к фациикраевой платформенной части открытого мор<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>и ее склона. А породы-коллектора нижнепермскихотложений относ<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>тс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> к подводной дельте(конусувыносаобломочных
материалов) в переходных услови<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>х осадконакоплени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>,от континентального к морскому, дельта имеет веерообразную форму.
1.4 По литологическому составу породы-коллектора каменноугольных отложений восновном состо<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>т из детритовых известн<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ков.Типколлекторов порово-кавернозный, порова<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> текстура в основном микроканальна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, ее максимальныйрадиус менее 1 мкм, данные коллектора более или менее неоднородные. Поразрезу
коллектора имеют неоднородные свойства, среднее значение пористости -8,74%, среднее значение проницаемости менее 10*10 -3мкм2.Тип коллекторов низкопористый инизкопроницаемый.
В литологическом отношении породы-коллектора нижнепермских отложений представленыаркозовыми песчаниками и алевролитами. Коллекторы кавернозно-поровые,очень неоднородные и относ<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>тс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> к низкопоровым и мало проницаемым, среднеезначение пористости — около 10,7%, среднее значение проницаемости — 1-10х10 -3 мкм2.
1.5 Плотность нефти каменноугольного горизонта-0,836г/см3,в<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>зкость нефти-11,9 мПа-с (20°С),содержание серы — 0,54%, содержание смол-23,3%, газовыйфактор277,5м3/м3.Плотностьнефтинижнепермскогогоризонта-0,842г/см3, в<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>зкость нефти — 18 мПа-с (20°С), содержание серы — 0,38%, содержаниесмол-21%, газовыйфактор- 267,5 м3/м3.В растворенном газекаменноугольной залежи содержание сероводорода — 1,6%, а в нижнепермской залежи — сероводород отсутствует.
1.6Залежи подсолевой части месторождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>котнос<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>тс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к залежам с аномально-высокимдавлением, их нефть — слабо летуча<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>.Коэффициент аномальности давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> (отношение пластового давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> к гидродинамическому на одной глубине) дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> каменноугольнойзалежи — 1,84, дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> нижнепермской — 1,79. Разница между пластовым давлением и давлением насыщени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> больша<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>,соответственно 47,5 и 45,3 МПа. Залежи обладаютбольшим запасом естественной энергии.
2. Обзор вариантов разработки
2.1Подсолевые продуктивные горизонты разделены на 2объекта разработки: каменноугольный и нижнепермский. Были рассмотрены 3варианта разработки: вариант 1- наестественном режиме, вариант 2 — закачка воды при пластовом давлении 60 МПа, и вариант 3 -закачка воды при пластовом давлении 45 МПа. Геолого-физические услови<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>залегани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> и гидродинамические характеристикинижнепермской залежи не позвол<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ют примен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>тьсистему поддержани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> пластовогодавлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, поэтому разработка данной залежи будет по варианту 1. На каменноугольной залежи проектируетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>создание трех опытных участков: однасемиточечна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> (участок №2) и две дев<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>титочечные (участки №1 и №3), где планируетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> проведение опытных работ закачки водысогласно варианту 2.
2.2 По всемвариантам разработки залежей проектируетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>размещение скважин с сеткой 900х900м.За период ОПР планируетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> ввод 43скважины, из которых 24 (Вт.ч. 15 наклонно-направленных и 9 вертикальных) на карбонатныеи 19 (вертикальные) на нижнепермские залежи.
Анализ результатовопробовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скважин игидродинамического моделировани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> позволили определитьрациональный дебит нефти на начальной стадии разработки дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>вертикальных скважин — 150 т/сут, а дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> наклонно- направленных скважин — 250 т/сут на залежи карбона. Проектный уровень дебита нефтинижнепермской залежи дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>вертикальных скважин — 75 т/сут.
Среднее начальноепластовое давление в карбонатных отложени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>хсоставл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ет 80 МПа, среднее давлениенасыщени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> 32,52 МПа, поэтому средн<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName><st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>разность между пластовым давлением и давлением насыщени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>составл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ет 47,48 МПа. Снижение давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> ниже значени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> насыщени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> не будет заметно ухудшать проницаемость пластов и свойств нефти(дегазирование нефти происходит только в призабойнойзоне пластов), так как подсолева<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>залежь характеризуетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> весьма низкойпроницаемостью, есть возможностьувеличивать депрессию. Учитыва<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>вышесказанное и требовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> одопустимых депрессий в скважинах рациональна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>депресси<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> составл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ет 48 МПа.
Среднее начальноепластовое давление в пермских отложени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>хсоставл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ет 73,37 МПа, среднее давление насыщени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> 28,12 МПа, поэтому средн<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName><st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> разность между пластовым давлением и давлениемнасыщени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> составл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ет 45,25 МПа. Во избежание дегазировани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, усадки нефти и вли<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ни<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> на конечный коэффициент извлечени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> нефти (КИН) первоначально определено, чторациональна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> депресси<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> должна быть примерно равной разности между начальным пластовым давлением и давлением насыщени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>, то есть45 МПа.
2.3Технологические показатели эксплуатации добывающихи нагнетательных
скважин дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>всех вариантов были прин<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ты одинаковыми.Коэффициент эксплуатации-0,9 (330 дней). При выборе режима работы скважин учитывалось, что величина текущего забойного давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>добывающих скважин должна быть не ниже значени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>-80%давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>насыщени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> нефти газом, что позвол<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ет добывать максимальный объем нефти при отсутствии негативного вли<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ни<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> напласты и полном использование естественной энергией. Граничным значением забойного давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в добывающих скважинах <st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>вл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ютс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> 26,02 МПа дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> карбона и 22,47МПа дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> перми. Забойное давление нагнетательных скважин не должно достигать ипревышать давление гидроразрыва пласта.Исход<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> из этого дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> нагнетательных скважин максимальное забойноедавление-75МПа.
Таким образом, запериод ОПР подсолевых залежей накопленный объем нефти нижнепермскихотложений составит 1016 тыс.т, карбонатных — 7702 тыс.т. За весь начальный периодразработки (включа<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> врем<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> пробной эксплуатации) подсолевых залежейнакопленный объем нефти нижнепермских отложений составит 1240 тыс.т (КИН 3,6%), карбонатных — 7910 тыс.т (КИН10,3%).
2.4 Конструкци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> вертикальных скважин имеет 2 варианта заканчивани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>: Цементированиеперфорированием (рекомендованный вариант), и открытый ствол (экспериментальный вариант).
В первом вариантеконструкци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скважин следующа<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>: долото диаметром <st1:metricconverter ProductID=«444,5 мм» w:st=«on»>444,5 мм</st1:metricconverter> дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> первого забуривани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>,в зоне с маломощным сол<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ным куполомспущен кондуктор диаметром <st1:metricconverter ProductID=«339,7 мм» w:st=«on»>339,7 мм</st1:metricconverter> до глубины около 750м (50-100м входа в верхнепермскийгоризонт), а в зоне с мощнымсол<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ным куполом спущен до глинистойпачки кровли кунгурского <st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>руса(глубина около 750м); долото диаметром <st1:metricconverter ProductID=«311,2 мм» w:st=«on»>311,2 мм</st1:metricconverter> дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>второго забуривани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> до плотной глинистой пачки подошвы кунгурского <st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>руса нижнепермского отдела (20-ЗОм выше границы подошвы кунгурского <st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>руса, глубина около 3800м) и спускаетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> техническа<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>колонна диаметром <st1:metricconverter ProductID=«244,5 мм» w:st=«on»>244,5 мм</st1:metricconverter>,подъем цемента до усть<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скважины;долото диаметром <st1:metricconverter ProductID=«215,9 мм» w:st=«on»>215,9 мм</st1:metricconverter>дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> третьего забуривани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> до проектной глубины (глубина около 4500м) и спускаетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName><st1:metricconverter ProductID=«168,3 мм» w:st=«on»>168,3 мм</st1:metricconverter>эксплуатационна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> колонна, подъемцемента до 200м выше границы кровлисоли кунгурского <st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>руса (в зоне смаломощным сол<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ным куполом подъем на глубину 3100м, а в зоне с мощным сол<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ным куполом подъем цемента до 500м). Во втором варианте конструкци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скважин следующа<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>:долото диаметром <st1:metricconverter ProductID=«215,9 мм» w:st=«on»>215,9 мм</st1:metricconverter> дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>третьего забуривани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> до глубины4350м, спущены нефт<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ные хвостовикидиаметром <st1:metricconverter ProductID=«177,8 мм» w:st=«on»>177,8 мм</st1:metricconverter>,долото диаметром <st1:metricconverter ProductID=«149,2 мм» w:st=«on»>149,2 мм</st1:metricconverter>дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> четвертого забуривани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> до 4450м проектнойглубины и заканчивать скважину открытым стволом. Дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>наклонно-направленных скважин выбранболее простой 4-х интервальный профиль ствола«вертикальный — набор угла наклонени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>- набор угла наклонени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> — поддержаниенаклонени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>»,кривизна контролируетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в пределах3°-1О°/ЗОм, максимальный угол наклонанаблюдаетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в пределах 60-85°,горизонтальный участок — <st1:metricconverter ProductID=«600 м» w:st=«on»>600 м</st1:metricconverter>,долото диаметром <st1:metricconverter ProductID=«215,9 мм» w:st=«on»>215,9 мм</st1:metricconverter> дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> третьего забуривани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>до проектной глубины и спускаютс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>комбинированные <st1:metricconverter ProductID=«168,3 мм» w:st=«on»>168,3 мм</st1:metricconverter>и <st1:metricconverter ProductID=«139,7 мм» w:st=«on»>139,7 мм</st1:metricconverter>колонны дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> заканчивани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скважин.
2.5 Буровые растворы:
Дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> ствола диаметром <st1:metricconverter ProductID=«444,5 мм» w:st=«on»>444,5 мм</st1:metricconverter> примен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>етс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>буровой раствор двух-ионных полимеров,дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> <st1:metricconverter ProductID=«311,2 мм» w:st=«on»>311,2 мм</st1:metricconverter> ствола в зонемаломощных сол<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ных куполов примен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ютс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>растворы КС1 двух-ионных полисульфатов+насыщенные соленые воды двух-ионных полисульфатов, а в зоне мощных сол<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ных куполов примен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ютс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> растворы силико-калиевыхдвух-ионных полисульфатных насыщенных соленых вод с нефтью, дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> <st1:metricconverter ProductID=«215,9 мм» w:st=«on»>215,9 мм</st1:metricconverter>ствола примен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>етс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> раствор калиевых полисульфатов с функцией экранирующей изол<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>циидл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> бурени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>и заканчивани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скважин.
2.6 Насто<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>щим проектом рекомендуетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> фонтанный способ эксплуатации скважин. По результатам расчета зависимости дебита жидкостиот диаметра труб дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> ее подъема на поверхность следует применить НКТ.
Дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скважин каменноугольной залежи:
Вариант 1: насосно-компрессорные трубы типа SM-C110 диаметром 88,9 мм и толщинойстенки <st1:metricconverter ProductID=«6,45 мм» w:st=«on»>6,45 мм</st1:metricconverter>;
Вариант 2: насосно-компрессорныетрубы диаметром <st1:metricconverter ProductID=«73 мм» w:st=«on»>73 мм</st1:metricconverter>и толщиной стенки 5,51 мм.- дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скважин нижнепермских залежей:
Вариант 1: насосно-компрессорные трубытипа SM-C110 диаметром 73мм итолщиной стенки5,51мм;
Вариант 2: насосно-компрессорные трубы диаметром <st1:metricconverter ProductID=«73 мм» w:st=«on»>73 мм</st1:metricconverter> и толщиной стенки <st1:metricconverter ProductID=«5,51 мм» w:st=«on»>5,51 мм</st1:metricconverter> + типа L80 диаметром <st1:metricconverter ProductID=«60,3 мм» w:st=«on»>60,3 мм</st1:metricconverter> толщиной стенки4,83 мм. Устье скважин рекомендуетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> оборудовать фонтанной арматурой антикоррозионного исполнени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>рассчитанную на давление 70 МПа, а дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>скважин в которых планируетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> проведение ГТМ — 105 МПа.
Коррози<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> на данном месторождении относитс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> к средней коррозии и следует примен<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>тьантикоррозионные меропри<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ти<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> по защите скважинного оборудовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>.
2.7<span Times New Roman"">
Подготовку продукции скважин подсолевых залежейместорождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к необходимо осуществл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>тьна Жанажолском газоперерабатывающим заводе (ЖГПЗ)при содержании серы до 0,6% вобводненной нефти подсолевых залежей при высоком содержании серы в газе каменноугольной залежи продукцию скважин рекомендуетс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> перекачивать на ЖГПЗ, где будет производитьс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> обезвоживание, обессеривание и стабилизаци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>; при отсутствиисеры и после отделени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> жидкости, газнижнепермских залежей необходимоиспользовать в качестве горючего при применении вторичного метода повышени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> нефтеотдачи (закачка пара) на надсолевых залежах месторождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к, а нефть при содержании серы до 0,6% и воды до0,5% перекачивать с помощью насоса в систему перекачки среднего давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> или на головную станцию сбора и транспорта нефтиместорождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к (надсолевой и подсолевой).Станци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> перекачки будет рассчитана на системы среднего инизкого давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>. Нефть и газ залежикарбона будет поддаватьс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в системуперекачки среднего давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> дальнейшей транспортировки в установки сепарации.Нефть и газ пермских отложений будет поддаватьс<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>в систему перекачки низкого давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>,где будет происходитьпервична<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> нефтегазова<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> сепараци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>.Объем транспорта нефти и газа: обводненнойнефти — 1,5 млн. т/год, а газа — 1500тыс. м3/сут.
Предусмотрен монтажнефтепроводов прот<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>женностью <st1:metricconverter ProductID=«11,5 км» w:st=«on»>11,5 км</st1:metricconverter> (Ø325*12) между станцией перекачкисреднего давлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> подсолевых залежейи головной станцией транспорта месторождени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>Кенки<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>к. Предусмотрен монтаж нефтегазопровода, прот<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>женностью <st1:metricconverter ProductID=«55 км» w:st=«on»>55 км</st1:metricconverter> (Ø52О*15) между станцией перекачкисреднегодавлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> подсолевых залежей и ЖГПЗ.Пропускна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> способность трубопровода дл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> нефти составл<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>ет1,5 млн. т/год, газа — 1500 тыс. м/сут.
3. Техническа<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>часть
3.1 Состав и комплектность УЭЦН
Установка УЭЦН состоит из погружного насосногоагрегата (электродвигател<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> сгидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабел<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ,оборудовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> усть<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> скважины и наземного электрооборудовани<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>: трансформатора и станции управлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> (комплектного устройства) (см. приложение№1.).Трансформаторна<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> подстанци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> преобразует напр<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>жениепромысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигател<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> с учетомпотерь напр<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>жени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> в кабеле. Станци<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>управлени<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> обеспечивает управлениеработой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.
Погружной насосный агрегат, состо<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName>щий из насоса и электродвигател<st1:PersonName w:st=«on»>я</st1:PersonName> с гидрозащитой и компенсатора, опускаетс<st1:PersonName w:st=«on