Опыт применения греющего кабеля в ОАО «Аганнефтегазгеология»
В ОАО «Аганнефтегазгеология» использование технологии прогрева НКТ с помощью греющего кабеля начато с 2005 года. В настоящее время данным методом защищены от образования ГПП 7 скважин.
Практика добычи нефти с помощью УЭЦН показывает, что интенсивное образование ГПП происходит лишь в начальный период (по некоторым скважинам) работы после смены УЭЦН. После 20-30 суток работы скважины ее режим стабилизируется и в дальнейшем появляется возможность бороться с образованием гидратно-парафиновых пробок обычным способом – скребкованием. Простота технологии спуска-подъема греющего кабеля позволяет оперативно извлекать его из скважины с установившемся режимом работы и спускать в скважины, где это наиболее необходимо в данный момент.
В условиях эксплуатации УЭЦН на скважинах, где приток жидкости из пласта ниже производительности УЭЦН и высокий газовый фактор, применение греющего кабеля позволяет путем установки штуцера (на устье) малого диаметра (2-3 мм) выводить скважины на стабильный режим работы, что в конечном итоге приводит к увеличению межремонтного периода.
Проведенный анализ работы скважин со спущенным греющим кабелем выявил следующие положительные результаты:
1. постоянную чистоту внутреннего пространства НКТ, фонтанной арматуры и прилегающих к ним ближних трубопроводов;
2. повышение работоспособности и увеличение срока службы УЭЦН, в том числе за счет снижения вязкости жидкости, подаваемой на поверхность;
|
|
|
3. непрерывность работы скважины и трубопроводов – полностью ликвидирует текущие простои скважины, связанные с образованием ГПП, намного увеличивает время между ремонтами скважин, снижение объема ремонтных работ, уменьшение количества ремонтных бригад и спецтехники;
4. полностью исключает применение других способов удаления гидратно-парафиновых отложений (СПО скребков, горячая обработка нефтью с помощью АДП и др.);
5. возможность регулировки мощности установки - выбор оптимального температурного и энергосберегающего режима работы скважины или трубопровода;
6. экологическую чистоту вокруг скважины;
7. максимальное упрощение управления работой скважины, которое сводится к приборному контролю за техническими и электрическими параметрами и компьютерной обработке этих данных;
8. увеличение среднего дебита скважины, улучшение работы пласта за счет равномерного режима добычи, уменьшение потерь нефти, повышение коэффициента эксплуатации скважин;
9. непрерывную работу скважин, находящихся в труднодоступных местах, с интервалами вечной мерзлоты, с высоковязкой и битумной нефтью.
РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
|
|
|
4.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН для скважины №1063, куст №1, пласт БВ8 , Рославльского месторождения
Таблица 4.1 – Исходные данные
| Показатели | Числовые значения |
| Глубина скважины, Н, м | 1750 |
| Забойное давление, Рзаб, МПа | 14,32 |
| Пластовое давление, Рпл, МПа | 19,5 |
| Плотность воды, ρв, кг/м3 | 1008 |
| Плотность нефти, ρн, кг/м3 | 820 |
| Обводненность, nв, д. ед. | 0,95 |
| Коэффициент продуктивности, К, т/сут МПа | 3,087 |
| Газовый фактор, Г, м3/т | 85 |
| Коэффициент подачи, αп | 0,75 |
1. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины ρсм, кг/м3 ρсм = ρв· nв+ ρн (1- nв) (4.2)
| где | ρсм | - | плотность нефтяной эмульсии, кг/м3; |
| ρв | - | плотность воды, кг/м3; | |
| ρн | - | плотность нефти, кг/м3; | |
| n в | - | обводненность, д. ед.; |
ρсм=1008·0,45+820(1-0,95)=998,6 кг/м3
2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м
Lн = Рзаб / (ρсм + g) (4.3)
| где | Lн | - | глубина спуска насоса, м; |
| Рзаб | - | забойное давление, МПа; | |
| ρсм | - | пластовое давление, МПа; | |
| g | - | коэффициент свободного падения; |
Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м
3. Определяем депрессию на пласт ∆Р, МПа
|
|
|
∆Р = Рпл - Рзаб (4.4)
| где | ∆Р | - | депрессия на пласт, МПа; |
| Рзаб | - | забойное давление, МПа; | |
| Рпл | - | пластовое давление, МПа; |
∆Р=19,5-14,32=5,18 МПа
4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут
Qф.в. = К ∆Р (4.5)
| где | Q ф.в. | - | фактический весовой дебит, т/сут; |
| К | - | коэффициент продуктивности, т/сут МПа; | |
| ∆Р | - | депрессия на пласт, МПа; |
Qф.в.=3,087·54,18=15,99 т/сут
5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м3/сут
Qф.о. = Qф.в./ ρсм (4.6)
| где | Q ф.о. | - | фактический объёмный дебит, м3/сут; |
| Q ф.в | - | фактический весовой дебит, т/сут; | |
| ρсм | - | плотность нефтяной эмульсии, кг/м3; |
Qф.о.=15,99/0,9986=16 м3/сут
6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м3/сут
Qт.о. = Qф.о. / αп (4.7)
| где | Qт.о. | - | теоретический объёмный дебит, м3/сут; |
| Qф.о. | - | фактический объёмный дебит, м3/сут; | |
| αп | - | коэффициент подачи; |
Qт.о.=16/0,75=21,3 м3/сут
|
|
|
7. Выбираем по таблицам Бухаленко Е.И., в зависимости от величины глубины спуска и объемного теоретического дебита /2/:
тип - УЭЦН
идеальная подача - 35 м3/сут;
наибольшая высота подъема жидкости - 1200 м;
наибольшая допускаемая нагрузка на устьевой шток - 80 (8) кн (тс);
наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора – 40 (4000) Кн м (кгс. м);
условный диаметр НКТ - 60 мм;
редуктор - Ц2-Ш-860;
9. Определяем полезную мощность электродвигателя по формуле Ефремова:
N = 401·10-7·π·D2плГОСТ·S· n· Lн [(1-ηн·ηск/ηн·ηск)+ αп] ·К (4.8)
| где | N | - | полезная мощность электродвигателя, кВт; |
| D плГОСТ | - | стандартный диаметр плунжера, м; | |
| S | - | наибольшая длина хода плунжера, м; | |
| η н | - | 0,9 – КПД насоса; | |
| η ск | - | 0,8 – КПД станка-качалки; | |
| К | - | 1,2– коэффициент, учитывающий степень уравновешенности СК; | |
| L н | - | глубина спуска насоса, м; | |
| αп | - | 0,75 – коэффициент подачи насоса, д.ед.; | |
| n | - | необходимое число качаний, мин-1; |
N=401·10-7·3,14·322·3·6·998,6·1461,8· [(1-0,9·0,8 /0,9·0,8)+0,75] ·1,2= =4,5 кВт
Вывод: для оптимального режима работы системы «скважина-насос» аналитическим методом выбрали компоновку УЭЦН, соответствующую условиям откачки.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 321; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!