Анализ разработки Локосовского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Экономико-географическая характеристика региона нефтедобычи

Локосовское месторождение расположено на правом берегу реки Оби в 660 км к северо-востоку от областного города Тюмень и 75 км восточное районного центра г. Сургута.

Территория месторождения представляет собой слабо пересеченную заболоченную равнину, приуроченную к пойме реки Оби. Абсолютная отметка поверхности рельефа изменяются от +30 до +57 м.

Гидрографическая сеть представлена рекой Обью и ее протоками Лангепас, Ган-Еган, Локосовской, Кондрашкиной, Ивашкиной и притоками Чумпас, Урьевский Еган, Лобановский Еган. Река Обь пересекает южную часть Локосовского месторождения, ее ширина достигает 1000-1500 м. Заболоченная местность имеет много озер, моховых и осоковых болот, расположенных в пределах надпойменных террас с топкими пологими берегами. Такие озера и болота в зимнее время плохо промерзают и являются труднопроходимыми для транспорта.

Уровень грунтовых вод находится на глубине в пределах 0-6 метров. Надпойменная терраса реки Оби залесена, на песчаных почвах растут сосны, кедровник. По склонам встречается осина, береза. В пойменной части распространены рощи кустарников и луга.

Климат района резко континентальный с холодной, продолжительной зимой и теплым коротким летом. Температура в июле достигает +30°С и выше, а зимой снижается до -55°С, среднегодовая температура -3°С. Зимний период длится с ноября по апрель месяц. Снеговой покров имеет толщину 1,0-1.5 м. Толщина льда достигает 80 см в р. Оби и крупных озерах. Таёжные реки промерзают на 10-40 см.

Коренное население (русские, ханты, манси) живет в поселках, расположенных по берегам р. Оби и ее притоков. Численность населения поселков небольшая, в основном не превышает несколько сот человек. Коренное население занимается охотой, рыболовством, звероводством, животноводством и лесоразработками. В последние годы значительная часть его участвует в освоении выявленных нефтяных месторождений

В связи с вводом в промышленную эксплуатацию Урьевского месторождения, в непосредственной близости от месторождения построен г.Лангепас, связанный с г. Нижневартовском бетонной дорогой, через который проходит железная дорога Тюмень-Нижневартовск. В административном отношении Локосовское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Разработка Локосовского месторождения осуществляется ТПП «Лангепаснефтегаз», базой которого является г. Лангепас, соединяющийся с месторождением бетонной автодорогой (рис.1). В непосредственной близости от Локосовского месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск-Сургут-Омск и в 35 км западнее - газопровод Уренгой-Челябинск.

2. История освоения, нефтедобычи и обустройства месторождения

Локосовское месторождение открыто в 1963 году, получением промышленного притока нефти разведочной скважиной 37Р при испытании пласта БВ5 в интервале абсолютных отметок (а.о.) -1132.1-1141.2м. Дебит нефти на 8-мм штуцере составил 119.3 м³сут. В разрезе была установлена нефтеносность пластов БВ5 и БВ6. По материалам ГИС также отмечались признаки нефтенасыщенности коллектора пласта АВ2, однако опробование этого объекта не было проведено. Нефтеносность пласта АВ2 была установлена в 1977 году в процессе эксплуатационного разбуривания залежей пластов БВ5 и БВ6.

Локосовское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1976 на основании приказа ЦКР за № 241 от 21.04.75г.

Месторождение полностью разбурено и находится на завершающей стадии разработки.

В настоящее время месторождение разрабатывается территориально производственным предприятием ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «Лукойл Заподная Сибирь».

По месторождению отобрано 41,884 млн.т нефти или 77% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), текущий коэффициент извлечения нефти равен 0,3 при обводненности 94.3%.

Добыча жидкости за историю разработки составила 168,117 млн.т, водо-нефтянной фактор равен 2.7.

В 2002 году уровень добычи нефти по месторождению составил 443,4 тыс.т при темпе отбора 0.8% от НИЗ, жидкости 7828,6 тыс.т. Средний дебит жидкости равен 74,1 т/сут, нефти - 4,2 т/сут.

Локосовское месторождение расположено в Нижневартовском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтегазоносность Нижневартовского района связана с отложениями юры (тюменская и васюганская свиты) и нижнего мела (мегионская, ванденская и алымская свиты). На Локосовском месторождении промышленная нефть установлена в продуктивных пластах АВ2, БВ5 и БВ6(ванденская свита).

В настоящее время в пределах Локосовского месторождения пробурено 717 скважин, в том числе 13 разведочных и 704 эксплуатационных.

3. Геологическая характеристика месторождения

В геологическом строении Локосовского месторождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и, залегающие на них с резким угловым несогласием, терригенные отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла.

На большей части месторождения нефтенасыщенные коллектора подстилаются водонасыщенной зоной пласта.

Чистая нефтяная зона вскрыта всего 33-мя скважинами на 4-х небольших участках, связанных с отдельными локальными осложнениями структурного плана.

Эффективные нефтенасыщенные толщины коллекторов пласта АВ2 основной залежи изменяются от 0,8-1,1 м до 15,8-17,8 м и составляют в среднем по всем зонам насыщения 4,5 м. В чисто нефтяной зоне (ЧНЗ) залежи среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта равно 10,7 м.

В пределах основной залежи находится 112 добывающих скважин с накопленной добычей нефти от 5 до 490 тыс.т.

Залежь имеет сложную изометрическую форму, размеры в пределах установленного контура нефтеносности составляют 7,5-12,5 км, высота залежи около 25 м. Залежь пластово-сводовая, водоплавающая.

Залежь в районе скважины № 647 полностью водоплавающая, расположена в южной части Локосовского поднятия и вскрыта 5 эксплуатационными скважинами. Поверхность ВНК в скважинах прослеживается на отметках 1719-1722 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 7,3 м. Залежь испытанием не опробована.

Размеры залежи в пределах принятых контуров составляют 1,1*1,0 км, высота около 10 метров. Залежь пластово-сводовая, водоплавающая.

Залежь в районе скважины № 386 полностью водоплавающая, расположена в южной части Локосовского поднятия и вскрыта 3 эксплуатационными скважинами. Поверхность ВНК в скважинах прослеживается на отметках -1720-1727 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяется от 0.7 м до 2.7 м. Размеры залежи составляют 0.5·1.1 км, высота около 10 м. Залежь пластово-сводовая, водоплавающая.

Пласт АВ2 характеризуется существенной литологической изменчивостью по площади и разрезу. Значительную долю от суммарной эффективной толщины пласта составляют прослои от 1 м до 3 м.

Литологически пласт представлен песчаниками и алевролитами с глинистыми прослоями. Песчаники серые, буровато-серые, в разной степени алевритистые. Структура алевро-псаммитовая, текстура ориентированная, местами линзовидная, обусловленная наличием линзочек глин.

Алевролиты по вещественному составу сходны с песчаниками.

Вторичные изменения, вызванные уплотнением и новообразованием минералов, в данном случае развиты незначительно, а именно - отличается регенерация кварца, в виде редких тонких каемок; отдельные плёнки лейкоксена и карбонатные образования. Отмечается большое количество свободных пор.

В пределах Локосовского месторождения нефтенасыщенные коллектора пласта БВ5 имеют площадное распространение и представлены единой залежью.

Из 579 скважин Локосовского месторождения 568 находятся в пределах контура ВНК пласта, в том числе 10 разведочных. При разбуривании месторождения за контуром нефтеносности залежи оказалось всего две разведочные (№ 33Р на востоке и № 31Р на юго-западе) и 9 эксплуатационных скважин, расположенных в основном на западной и юго-западной границах залежи.

Гипсометрическое положение поверхности ВНК залежи изменяется в основном в интервале отметок 2160-2165 м с незначительными колебаниями, обусловленными погрешностями замеров инклинометрии. По данным бурения и испытания разведочных скважин положение ВНК по пласту БВ5 в ГКЗ РФ был утвержден на абсолютных отметках от 2165 м в северо-западной частях (район скважин №№ 36Р и 42Р) и 2161 м В южной и восточной частях залежи. Большинством эксплуатационных скважин, вскрывающих межконтурную зону пласта, подтверждается ВНК на абсолютных отметках 2156-2161 м.

Эффективные нефтенысыщенные толщины пласта БВ5 в ЧНЗ залежи колеблются в пределах от 2,4 до 16,6 м и составляют в среднем 10,2 м, в ВНЗ колеблются от 0,6 м до 12,6 м и в среднем составляют 6,3 м. В целом по всем зонам насыщения среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта БВ5 равно 8,4 м.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют: 12,0х12,5 км, высота около 40 м. Залежь пластово-сводовая.

Пласт БВ5 в отличие от БВ6 более литологически выдержан и представлен серыми и светло-серыми песчаниками. Нефтенасыщенные разности имеют буроватый оттенок. Песчаники преимущественно мелко- и среднезернистые, часто алевритовые и глинистые, полимиктового состава. Структура псамитовая.

В разрезе пласта БВ5 во всех скважинах отмечены пропластки непроницаемых пород, которые представлены аргиллитами, алевролитами и крепкосцементированными известковыми песчаниками. Число этих пропластков изменяется от 1 до 10.

Нефтенасыщеные коллекторы пласта БВ6 распространены на большей части Локосовского месторождения. По сравнению с пластом БВ5, песчано-алевролитовые породы пласта БВ6 характеризуются меньшей выдержанностью по площади и в разрезе. В направлении с востока на запад отмечается закономерное уменьшение суммарной эффективной толщины пласта БВ6 и увеличивается его расчлененность.

Геометрия основной залежи пласта БВ6 установлена 546 скважинами, в том числе 10 разведочными, из них 476 находятся в пределах контура нефтеносности. При разбуривании месторождения за контуром нефтеносности оказалось всего 3 разведочные и 14 эксплуатационных скважин, расположенных в основном на северной и на юго-западной границах залежи.

Примерно половиной разведочных и эксплуатационных скважин была вскрыта водоплавающая часть пласта БВ6, практически равная по площади зоне внутреннего контура нефтеносности. Контуры чисто нефтяной части залежи контролируются зоной замещения коллекторов и структурным положением пласта.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта БВ6 изменяются от 0,8 до 13,6 м и составляют в среднем 5,8 м.

Продуктивный пласт БВ6 на Локосовском месторождении в песчаной фракции выделяются не повсеместно, эксплуатационным и разведочным бурением установлена достаточно большая зона замещения коллекторов глинами.

4. Характеристика продуктивных пластов

В геологическом разрезе Локосовского месторождения выделяется три продуктивных пласта АВ2, БВ5 и БВ6, являющиеся объектами разработки.

Изучение коллекторских и физико-гидродинамических свойств продуктивных пластов на Локосовском месторождении проводилось по данным керна, ГИС и гидродинамическим исследованиям (табл.2.1-2.3).

По данным лабораторных анализов керна среднее значение коэффициента пористости пласта АВ2 равно 0.255, проницаемости - 0.485мкм², нефтенасыщенности не определялась. По материалам геофизических исследований средний коэффициент пористости составляет 0.227, нефтенасыщенности - 0.508. Средняя величина проницаемости составляет 0.539 мкм². По данным гидродинамических исследований скважин средняя величина проницаемости равна 0.222 мкм².

Таблица 2.1 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов

Метод определения	Наименование	Проницаемость мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
Пласт АВ2
Лабораторные исследования скважин	Количество скважин, шт.	2	2	нет данных
	Количество определений, шт	25	45	-
	Среднее значение	0,1414	0,255	-
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,177	0,131	-
	Интервал изменения	0.0234-1,667	0.191-0.302	-
Геофизические исследования скваскважин	Количество скважин, шт.	68	-	68
	Количество определений, шт	176	-	122
	Среднее значение	0.400	0,227	0,508
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,15	-	0,18
	Интервал изменения	0.001-1.505	-	0,350-0.688
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт	34	-	-
	Количество определений, шт	34	-	-
	Среднее значение	0,205	-	-
	Коэффициент вариации, доли ед,		-	-

Таблица 2.2

Метод определения	Наименование	Проницаемость мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная Нефтенасыщенность, доли ед.
Пласт БВ 5
Лабораторные исследования скважин	Количество скважин, шт.	10	10	нет данных
	Количество определений, шт	316	530	-
	Среднее значение	0,1897	0,209	-
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,186	0,145	-
	Интервал изменения	0.00032-1.333	0.122-0.254	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт Количество определений, шт	27	-	96
		5		188
	Среднее значение	0,283	0,21	0,581
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,14	-	0,17
	Интервал изменения	0003 5-1.474	-	0.308-0820
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	121	-	-
	Количество определений, шт	152	-	-
	Среднее значение	0,141	-	-
	Коэффициент вариации, доли ед.		-	-

Таблица 2.3

Метод определения	Наименование	Проницаемость мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная Нефтенасыщенность, доли ед.
Пласт БВ 6
Лабораторные исследования скважин	Количество скважин, шт.	5	5	нет данных
	Количество определений, шт	43	130	-
	Среднее значение	0,1052	0,209	-
	Коэффициент вариации, доли ед.	1.681	0,215	-
	Интервал изменения	0.0001-0.811	0.131-0.248	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт Количество определений, шт	74	-	74
		226	-	134
	Среднее значение	0,186	0,306	0,571
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,37	-	0,16
	Интервал изменения	0.001-0.763	-	0357-0,780
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	73	-	-
	Количество определений, шт	73	-	-
	Среднее значение	0,057	-	-
	Коэффициент вариации, доли ед.	-	-	-

Для проектирования приняты значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, определенные по материалам ГИС.

Статистические ряды распределения проницаемости по пластам приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 Статистические ряды распределения проницаемости по пластам

№ п/п	По данным геофизических исследований	По данным лабораторного изучения керна
	Интервалы изменения, мкм2	Число случаев,%	Интервалы изменения, мкм2	Число случаев, %
Пласт АВ2 Пласт АВ2;
1	0-10	20	0-10	22,5
2	10-50	15,3	10-50	12,
3	50-100	7,5	50-100	4,1
4	100-200	10,7	100-200	12,2
5	200-500	13,2	200-500	20,4
6	500-1000	33,3	500-1000	24,5
7			>1000	4,1
Пласт БВ5
1	0-10	14,4	0-10	22,8
2	10-50	17,3	10-50	17.7
3	50-100	14,3	50-100	8,7
4	100-200	19	100-200	12,5
5	200-500	18,2	200-500	20,1
6	500-1000	16,8	500-1000	17,7
7			>1000	1,1
Пласт БВ6
1	0-10	25,7	0-10	27,6
2	10-50	20,9	10-50	6,9
3	50-100	15,9	50-100	25,9
4	100-200	12,2	100-200	19
5	200-500	16,3	200-500	10,3
6	500-1000	9,1	500-1000	8,6
7			>1000	1,7

5. Свойства пластовых флюидов

Физические свойства пластовых нефтей исследованы методами однократного и ступенчатого разгазирования на образцах 64 глубинных проб из 33 скважин и на образцах 85 поверхностных устьевых проб из 60 скважин основных объектов разработки.

Результаты экспериментальных исследований свойств пластвых нефтей позволяют сделать вывод, что для Локосовского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежей возрастают пластовые давления и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и в среднем для всех залежей составляет 7.5-7.9 МПа. Газосодержание очень низкое и изменяется в диапазоне 30.5 - 45.9 м³/т. В условиях пласта нефти всех объектов средней плотности (791-831 кг/м ), и средней вязкости (1.78-4.48 МПа·с).

Всем залежам свойственна одна и та же закономерность изменения свойств нефтей в пределах залежей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от оводовых частей структуры к сводам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются. Соответственно увеличиваются плотность и вязкость.

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

В таблице 2.7 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефтей по пластам АВ2, БВ5; и БВ6.

Разгазированные нефти всех пластов (табл. 2.8) сернистые, парафинистые, средней плотности.

Таблица 2.7. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

Таблиц 2.8 6 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Параметры	АВ2	БВ5	БВ6
	кол-во исслед.	Ди-он изменении	Сред-нее значение	кол-во исслед.	Ди-он изменения	Сред- нее значение	кол-во исслед.	Ди-он изменения	среднее значение
	скв.	проб			скв.	проб			скв.	проб
Вязкость динамическая, МПа,с	10	11			28	41			24	35
при 20° С			14.8-34.5	23,4			17.0-33.2	25,35			5.3-59.2	13
при 50°С			5.8-6.8	7,41			6.3-10.7	8,07			23-7.9	4,5
Вязкость кинематическая	10	11			28	41			24	35
при 20° С			17.0136.31	26,8			19.5-37.48	28,74			6.3-67.45	15,09
при 50°С			6,71-10.04	8,47			7.23-12.12	9,19			2.70-8.98	5,23
Температура застывания, ОС	10	11	0-5	4	28	41		4	24	35		-8
Тем. насыщения парафином. ОС			72-74	74			72-85	81			80-85	83
Темп. плавления парафина, ОС	10	11	51-75	59	28	41	48-68	55	24	35	50-61	55
Массовое содержание - серы	10	11	1.02-1.90	1,07	28	41	0.96-2.07	1,75	24	35	0.99-2.00	1,57
- смол			4.69-11.09	7,68			4.78-1550	8,45			3.32-11.90	5,53
- селикагелевых асфальтенов			285-5.10	4,22			1.28-625	3,59			0.22-2.93	0,99
-парафинов			2.40-549	4,31			1.95-7.46	3,86			196-552	3,11
Объемный выход фракций, %	до 100°С	10	11	0-3.5	1,3	28	41	0-4	1,5	24	35	0-6	2,3
	до 150°С			7-10	8,8			11-12	8,7			13-23	10,7
	до250°С			27-29.5	28,0			24-29	26,2			26-34	30,4
	до300°С			38-41	39,2			31-40	36,6			36-45	41,7
	до350°С			40-54	54,0							40-54	54,0
Классиф. нефти			11Т1П2			11Т1П2			11Т1П2

Химический состав и физические свойства пластовых вод в основном изучались по поверхностным пробам (табл. 2.10, 2.11). Как показали результаты исследований, пластовые воды преимущественно хлоридно-кальцивого типа, плотность воды изменяется в пределах 1014.0-1017.0 кг/м³, минерализация 18.7-20.4 г/л.

Основными солеобразующими ионами пластовых вод являются ионы натрия и хлора, содержание которых соответственно 5665.8-6391.9 мг/л и 10764.0-11964.0 мг/л. По распределению основных компонентов и микрокомпонентов воды всех пластов данного комплекса характеризуются следующим содержанием: кальция - 824.0-1246.0 мг/л, магния - 49.0-208.0 мг/л, йода - 12.4-25.7 мг/л, брома - до 104.6 мг/л. По содержанию йода пластовые воды данного комплекса относятся к промышленно кондиционным. Максимальная величина газосодержания пластовых вод на локальных участках вблизи ВНК достигает 2.3-2.8 м/м³. (табл.2.9).

Таблица 2.9 Содержание ионов и примесей в пластовой воде

Содержание ионов, мг/л и примесей г/м3	АВ2	БВ5	БВ6
	диапазон изменения	среднее значение	диапазон изменения	среднее значение	диапазон изменения	среднее значение
Na+К+	6097-6731	6312	4788-6398	5666	3847-8937	6382
Са+	885-1069	824	1120-1380	1246	756-1441	1099
Mg-	118-210	167	37-70	49	183-233	208
Сl-	10989-1932	11099	9230-12070	10764	11106-16828	11964
S04-	-	-	8-50	22	31-38	34
N03-	-	-	-	-	-	-
СОЗ-	-	-	-	-	-	-
НСОЗ-	195-335	293	415-488	442	340-378	359
NН4+	-	-	30-45	37	-	-
Yr-	15.2-16.2	15,6	12.4-25.7	20,2	11,9-25,2	19,7
Вг-	50.6-67.1	59,3	53.4-104.6	72,5	46.4-71.3	58,8
SO2-	-	-	18.6-41.4	25	-	-
РН	5.2-6,2	5,7	6.4-7.0	6,8	6.0-5.0	5,5

Таблица 2.10 Основные свойства пластовых вод Локосовского месторождения

Параметры	Индекс пласта
	АВ3	БВ5	БВ6
Газосодержание, м/м3
- максимальное	2.3	2.5	2.5
- среднее	0.8	0.8	1.0
Плотность воды, кг/м
- в стандартных условиях	1014	1016	1017
- в пластовых условиях	994	993	993
Вязкость в пластовых условиях, мПа*с	0.42	0.38	0.38
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа*104	4.7	4.8	4.8
Объемный коэффициент	1.022	1.025	1.026
Общая минерализация, г/л	18.7	19.0	20.4
Тип воды (преимущественный)	Х-К	Х-К	Х-К

7. Установки погружных электроцентробежных насосов

месторождение нефтенасыщенность электроцентробежный насос

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на четыре условные группы 5, 5А, 6 и 6А. В зависимости от количества агрессивных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное (УЭЦН) и повышенной коррозионно - (УЭЦНК) и износостойкости (УЭЦНИ). Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей для УЭЦН и УЭЦНК не более 0,1 г/л, для УЭЦНИ не более 0,5 г/л; свободного газа на приеме насоса не более 25 00, сероводорода не более 0,01 г/л и 1,25 г/л для УЭЦНК; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды для УЭЦНК в пределах 6-8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не должна превышать 50-90С. Установки выпускаются по группе надежности в климатическом исполнении У (для умеренного климата). Для районов с холодным климатом установки комплектуются поверхностным электрооборудованием в исполнении ХЛ1. В качестве примера приведем шифры установок: У3ЭЦН 5-130-1200, У2ЭЦНИ 6-350-1100 и УЭЦНК 5-130-1200, где кроме УЭЦН приняты обозначения: 3 - модификация; 5 - группа насоса; 130 - подача, м.куб./сут; 1200 - развиваемый напор, м водяного столба; И - износостойкое исполнение; К - коррозионно-стойкое исполнение (остальные обозначения аналогичны).

Погружной агрегат включает в себя центробежный электронасос, гидрозашиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. ЭЦН - это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый электронасос. В корпусы секций вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 127-413. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и

фильтр-сетку, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса находится ловильная головка с обратным клапаном, к которой крепятся НКТ.

В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель ПЭД. Обмотка статора соединяется с колодкой кабельного ввода, расположенного в головке.

Гидрозащита состоит из протектора, который устанавливается между ЭЦН и ПЭД, и компенсатора, присоединяемого к основанию ПЭД. Они обеспечивают смазку и защиту ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

С поверхности до потружного агрегата протягивают питающий, полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КЛБК), а в пределах погружного агрегата - плоский (типа КПБП). Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается горячим способом в пресс-формах. Строительная длина кабеля составляет 800-1800 м. Потери напряжения в кабеле составляют 25-125 В на 1000 м. Станция управления обеспечивает включение и отключение установки при ручном и автоматическом управлении, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.). Трансформатор повышает напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭД (350-6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле.

Оборудование устья типа ОУЭ обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование

режима эксплуатации, отвод затрубного газа через обратный клапан в линию нефтегазосбора и возможность проведения различных технологических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца.

Принцип работы центробежного насоса заключается в том, что увеличение напора жидкости, протекающей через него, происходит при вращении рабочих колес, которые являются основным органом насоса.

Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасываю- щие отверстия к центральной открытой части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где при- обретает вращательное движение.



Рисунок 1

Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток частицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к периферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией - энергией движения. Для преобразования этой энергии в энергию давления служат специальные направляющие устройства, которые состоят из системы фигурных лопаток, охватывающих рабочее колесо. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения, посте- пенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диаметр и вследствие этого напор жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5 - 5,5 м водяного столба. Поэтому для обеспечения напора в 800 - 1000 м в корпусе насоса монтируют по 150 - 200 сту- пеней, а в тех случаях, когда необходимо иметь больший напор, применяют двухсекционные насосы.

Часть погружных центробежных электронасосов выпускается в износоустойчивом исполнении; они предназначены для эксплуатации скважин с содержанием механических частиц (песка) в откачиваемой жидкости от 1 до 10 г на литр.

Отличительными конструктивными особенностями таких насосов являются:

а) выполнение опорных торцовых поверхностей рабочих колес и направляющих аппаратов, а также других трущихся поверхностей (кроме сальникового узла) из износоустойчивой нефтестойкой резины;

б) применение промежуточных износостойких подшипников, об- лицованных резиной;

в) защищенность вала насоса по всей длине от непосредственного соприкосновения с пластовой жидкостью; на участке между сальником и первым рабочим колесом, а также между рабочими колесами и промежуточными подшипниками вал защищен бронзовыми втулками;

г) изготовление рабочих колес из бронзы.

Износоустойчивыми являются также насосы с капроновыми рабочими колесами и направляющими аппаратами.

8 Характеристики УЭЦН

Наружный диаметр погружного насоса определяется условием его свободного размещения в обсадной колонне в сборе с плоским кабелем и принят равным 92 мм для обсадной колонны диаметром 146 мм (5") и 114 мм для колонны диаметром 168 мм (6»). Корпус многоступенчатого погружного электронасоса представляет собой стальную трубу, точно обработанную по внутренней поверхности и имеющую с обоих концов резьбу.

С нижней стороны в корпус завинчивается основание насоса, по окружности которого закреплена приемная сетка, не допускающая попадания в полость насоса механических частиц, а с верхней стороны -- ниппельная гайка. Непосредственно к основанию насоса прилегает специальная втулка , а за ней укладываются направляющие аппараты в сборе с рабочими колесами . Над последним верхним направляющим аппаратом монтируется верхний подшипник. Все эти детали при монтаже зажимаются между основанием насоса и ниппельной гайкой и таким образом удерживаются в неподвижном состоянии.

Рабочие колеса связаны с валом насоса призматической шпонкой- и могут смещаться вдоль вала; при работе каждое колесо опирается на торцовый выступ расположенного под ним направляющего аппарата. Благодаря такой посадке осевые нагрузки от колес передаются непосредственно на направляющие аппараты и через них на основание насоса.

Между колесами и направляющими аппаратами с целью уменьшения трения устанавливаются текстолитовые шайбы, запрессованные в кольцевой паз на нижнем торце колеса, и шайбы, надетые на его втулку сверху.

Концы валов имеют паспортную характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача), n(Q) (коэффициент полезного действия, подача), N (Q) ( потребляемая мощность, подача). Обычно эти характеристики даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале.

Всякий центробежный насос, в том числе и ЭЦН, может работать при закрытой задвижке (Q = 0, H=Hmax) и при отсутствии противодавления навыки де (Q=Qmax; H=0). Полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, на этих двух точках она будет равнвнулю, а следовательно и n=0 При определенном соотношении Q и H, обусловленными минимальными внутренними потерями, n достигает максимального значения, равного примерно 0,5-0,6.



Рисунок 2

Типовая характеристика погружного центробежного насоса

Подачу, напор, соответствующие максимальному коэффициенту полезного действия, называют оптимальными.

Электроцентробежные насосы широко применяются для эксплуатации высокодебитных и малодебитных скважин с различной высотой подъема жидкости.

Электронасосы применяются для эксплуатации скважин:

1. нефтяных с высоким содержанием парафина;

2. малодебитных с низким уровнем жидкости;

3.малодебитных с водонапорным режимом;

4. высокодебитных;

5. сильнообводненных, где для добычи определенного количества нефти необходимо отбирать большое количество воды.

6. глубоких, для рентабельной эксплуатации которых требуются насосы большой мощности;

7. наклонных скважин;

8. с высоким газосодержанием;

9. с содержанием солей в добываемой жидкости.

Однако, эффективность работы значительно снижается при наличии в откачиваемой жидкости свободного газа.

Характеристика работы насоса резко ухудшается уже при 1-2% содержании газа (по объему).

Методами борьбы с попаданием газа в насос являются:

1. Увеличение погружения насоса под динамический уровень;

2. Установка различного вида газосепараторов ниже приема насоса.

Из параметрического ряда отечественных установок в эксплуатации находятся ЭЦН производительностью от 25 до800куб.м/сут. с напорами 1200-1800м.

В процессе эксплуатации ЭЦН не требуют специального ухода. Наблюдение заключается в следующем:

- не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса;

- еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродвигателя;

- периодически очищают аппаратуру станции управления от пыли и грязи;

- устраняют негерметичность трубопроводов;

Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка. парафина, солей, вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществляется так:

увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме, и как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т.е. увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения, весь газ растворен в нефти и его вредное влияние прекращается.

Однако для этого дополнительно задалживаются НКТ. кабель, требуется насос, развивающий большой напор.

В настоящее время научно-технический прогресс развивается в направлении использования ЭЦН, предназначенных для работы при повышенном входном газосодержании. Для этого в ЭЦН первые 10-15 ступеней устанавливают на повышенную подачу газожидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуществить, использовав рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но с большей подачей. Используются насосы с газовыми центробежными сепараторами на приеме. При этом отделившийся газ поступает в затрубное пространство и перепускается на устье в выкидную линию.

Рис.

1. Размещено на Allbest.ru