Техника и технология добычи нефти установками электроцентробежных насосов на Средне-Итурском месторождении

1.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОЛЛЕДЖ ИМЕНИ Ю.Г. ЭРВЬЕ
Отделение разведки, разработки нефтяных и газовых месторождений
Специальность 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Техника и технология добычи нефти установками электроцентробежных насосов на Средне-Итурском месторождении.
Выполнил: Садыков Искандер
Группа: НРТз-11-1
Тюмень, 2015 г.

2.

2
БС11
10,4%
БС101
15,6%
Распределение
начальных
геологических запасов нефти
категорий АВС1С2 по пластам.
Средне-Итурский ЛУ
БС121
18,3%
БС122
10,8%
3
БС91
16,4%
0
БС81
13,1%
1
БС6
БС7
4,2%
2,5%
БС6
0,3%
БС124
0,1%
БС12
8,4%

3.

Объекты разработки:БС8-1,БС9-1, БС10-1, БС11-2, БС12 – основные;
БС6, БС7 – возвратные.
Добывающих действующих – 135 скважин
Нагнетательных действующих – 54 скважины
Распределение фонда скважин Средне-Итурского месторождения
по объектам разработки по состоянию на 01.01.2012 г.
БС6
6%
БС7
11%
ПК
1%
БС8(1)
18%
БС12
22%
БС9(1)
18%
БС11(2)
7%
БС10(1)
17%

4.

Распределения по накопленной
БС7
БС6
704,6
414,5
5%
3%
БС8(1)
1985,8
15%
БС12
3892,3
29%
БС8(1)
9809,5
18%
БС12
9016,6
16%
БС9(1)
2472,6
18%
БС10(1)
1817,6
13%
БС11(2)
2285,8
17%
БС7
1914,1
3%
БС6
6887,6
12%
БС9(1)
6873,3
12%
БС11(2)
8562,7
15%
нефти
жидкости
БС9(1)
8750,4
21%
БС12
10044,8
24%
БС10(1)
9319,3
22%
закачке
160
149
148
144
6000
Добыча жидкости
5500
Закачка воды
5000
Дебит нефти
136
144
149
148
146
123
118
1 13 ,0
Дебит жидкости
4500
Обводненность
1 11 ,0
135
1 22 ,5
1 21 ,4
1 14 ,8
140
120
100
Действующий фонд
добывающих скважин
3500
1 13 ,9
134
9 8,9
95
4000
7 8,0
6 4,0
9 2,3
80
7 0,2
5 8,8
2500
9 2,5
8 9,3
8 7,8
8 7,0
8 4,3
8 0,0
3000
60
5 4,2
44
40
3 3,8
2 9,3
2005
2004
2003
2002
6 ,1
1 7,7
1 4,5
1 3,8
1 2,3
9 ,2
9 ,4
2011
1 9,8
2010
20
2 3,2
2 2,7
2009
2 4,0
2008
1 9,4
4 6,1
3 9,9
3 1,7
2 2,2
1999
1995
1994
1993
1 7,3
3 7,8
2007
6 ,6
6 ,0
0 ,6
2 3,0
2 2,3
3 6,2
3 0,2
2 5,8
2 1,5
4
0
2 6,2
1998
2 8,9
9
1997
3 7,8
1000
2 7,0
2 4,5
3 1,7
2001
27
2 3,0
1996
3 0,8
1500
2006
3 8,0
2000
2000
Qн -13573,3 тыс.т
139
136
0
Дебит нефти, жидкости, т/сут. Обводненность, %
Добывающий фонд скв.
Добыча нефти
Добыча нефти, жидкости, тыс.т. Закачка воды, тыс.м3
БС8(1)
6863,6
16%
БС11(2)
4593,3
11%
БС10(1)
12829,0
24%
6500
500
БС6
104,0
0%
БС7
2569,0
6%
Qж – 55892,6 тыс.т
Qзак – 42244,2 тыс. м3

5.

Установка погружного
центробежного насоса:
1 – оборудование устья скважин;
2 - пункт подключательный выносной;
3 - трансформаторная
подстанция;
комплексная
4 – клапан спускной;
5 - клапан обратный;
6 - модуль-головка;
7 – кабель;
8 - модуль-секция;
9 – модуль насосный газосепараторный;
10 – модуль исходный;
11 – протектор;
12 - электродвигатель;
13 - система термоманометрическая

6.

Модуль-секция насос:
1 – корпус;
2 – вал;
3- колесо рабочее;
4 - аппарат направляющий;
5 - подшипник верхний;
6 - подшипник нижний;
7 - опора осевая верхняя;
8 - головка; 9 – основание;
10 – ребро;
11, 12, 13 - кольца резиновые

7.

Газосепаратор:
1 – головка; 2 – переводник; 3 – сепаратор; 4 – корпус; 5 – вал;6 – решетка;7 - направляющий
аппарат; 8 – рабочее колесо; 9 – шнек; 10 – подшипник; 11 - основание
Электродвигатель серии ПЭДУ:
1 – соединительная муфта; 2 – крышка; 3 – головка; 4 – пятка; 5 – подпятник; 6 - крышка
кабельного ввода; 7 – пробка; 8 – колодка кабельного ввода; 9 – ротор; 10 – статор; 11 –
фильтр; 12 – основание

8.

Гидрозащита:
а – открытого типа; б – закрытого типа
А – верхняя камера; Б – нижняя камера;
1 – головка; 2 – торцевое уплотнение; 3 – верхний ниппель; 4 – корпус; 5 – средний ниппель;
6 – вал; 7 – нижний ниппель; 8 – основание; 9 - соединительная трубка; 10 – диафрагма

9.

Система
термоманометрическая
ТМС – 3:
предназначена для автоматического
контроля за работой погружного
центробежного насоса и его защиты
от аномальных режимов работы (при
пониженном давлении на приеме
насоса и повышенной температуре
погружного
электродвигателя)
в
процессе эксплуатации скважин.
Кабели:
а – круглый; б – плоский; 1 – жила; 2 –
изоляция; 3 – оболочка; 4 – подушка; 5 броня

10.

Комплектные
устройства типа
ШГС5805
обеспечивают включение и
выключение
погружных
двигателей,
дистанционное
управление с диспетчерского
пункта
и
программное
управление, работу в ручном и
автоматическом
режимах,
отключение при перегрузке и
отклонении
напряжения
питающей сети выше 10% или
ниже 15% от номинального,
контроль тока и напряжения, а
также
наружную
световую
сигнализацию
об
аварийном
отключении (в том числе со
встроенной
термометрической
системой).
Комплексная
трансформаторная
подстанция погружных
насосов
КТППН
предназначена
для
питания электроэнергией и защиты
электродвигателей
погружных
насосов из одиночных скважин
мощностью
16 125
кВт
включительно
КТППНКС
предназначена
для
электроснабжения,
управления
и
защиты
четырех
центробежных
электронасосов с электродвигателями
16 125 кВт для добычи нефти в кустах
скважин,
питания
до
четырех
электродвигателей станков-качалок и
передвижных
токоприемников
при
выполнении ремонтных работ. КТППНКС
рассчитана на применение в условиях
Крайнего Севера и Западной Сибири.

11.

Распределение действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН, по
типоразмерам спущенного оборудования
Э-25
Э-30
Э-35
Э-40
Э-50
Э-60
Э-79
Э-80
Э-125
Э-160
Э-200
Э-250
Э-400
Э-700
ТDК1803000
11
1
3
15
9
1
11
14
5
7
6
6
1
11
135
25,4
8,0
0,3
1,7
11,1
6,6
0,3
8,7
10,8
3,8
4,9
4,5
4,5
0,3
8,7
100
Причина ремонта
Снижение динамического уровня (из-за снижения Рпл. и Кпр.)
Засорение насоса мехпримесями
Коррозия оборудования
Солеотложения (новые скважины)
Мехповреждения кабеля
Некачественный вывод на режим
Некачественная подготовка скважины
Снижение изоляции ПЭД
Гидратопарафиноотложения
Аварии
Бесконтрольная зксплуатация скважины
Необоснованный подъем
Итого
Количество ремонтов
шт.
11
7
4
2
3
1
1
1
1
1
1
1
34
%
32,5
20,6
11,8
5,9
8,9
2,9
2,9
2,9
2,9
2,9
2,9
2,9
100
Всего
Показатель
n
34
%
Типоразмер насоса

12.

Разработка и эксплуатация нефтяных
месторождений проводится согласно
федеральному закону о промышленной
безопасности ФЗ-116.

13.

штанговых скважинных насосов (ШСН);
2. При помощи УЭЦН в России добывается 27,4 %
продукции нефтяных месторождений;
3.
Область
применения
УЭЦН
это
высокодебитные
обводненные,
глубокие
и
наклонные скважины с дебитом 10 1300 м3/сут и
высотой подъема 500 2000м.
4.
Условия
применимости
УЭЦН
по
перекачиваемым
средам:
жидкость
с
содержанием механических примесей не более 0,5
г/л, свободного газа на приеме насоса не более
25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%;
водородный показатель (рН) пластовой воды в
пределах 6 8,5. Температура в зоне размещения
электродвигателя не более +90оС (специального
теплостойкого исполнения до +140 С).
5.
На
Средне-Итурском
месторождении
с
помощью установок ЭЦН добывают 100 % продукции;
6.
Выбор
типоразмера
ЭЦН
зависит
от
динамического
уровня,
подачи
и
состава
выкачиваемой продукции;
7. Основными причинами выхода из строя ЭЦН
являются снижение динамического уровня из-за
снижения пластового давления (в основном) и
вынос мех.примесей. Разработка мероприятий по
поддержанию
пластового
давления
и
их
реализация
позволят
снизить
количество
ремонтов,
связанных
со
снижением
Выводы: