Применение износостойких электроцентробежных насосов - Курсовая работа

Нефтяная промышленность одна из важнейших отраслей народного хозяйства страны. В настоящее время большое внимание уделяется развитию нефтедобывающей промышленности, в частности проводятся исследования в области усовершенствования методики проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений. В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях России вследствие вступления залежей с благоприятными геолого-промысловыми условиями в позднюю стадию добычи нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. В настоящее время Самотлорское месторождение вступило в наиболее ответственный период эксплуатации. Высокая обводненность продукции скважин заставляет производить отбор жидкости в очень большом количестве, чтобы поддерживать добычу нефти на необходимом уровне рентабельности. Наиболее распространенным способом добычи нефти (жидкости) на Самотлорском месторождении является эксплуатация скважин с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), поскольку серийное погружное насосное оборудование для эксплуатации скважин зачастую просто не приспособлено к работе в таких условиях. Каждый из элементов УЭЦН имеет собственные законы работы, без учета действия которых невозможно установить рациональный режим работы всей системы. Рассмотрим особенности работы УЭЦН в СНГДУ-2 ОАО «СНГ». 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Орогидрография района Самотлорское нефтегазовое месторождение округлой формы площадью 3000км2 находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска. Заболоченная на 80% площадь представлена четвертичными аномальными и озерно-суглинистыми песчаниками мощностью до 20 метров, грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа. По характеру выпадающих атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Толщина отложений тюменской свиты составляет 220-250 метров. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются промышленно-нефтеносные пласты БВ10 и БB8 . На Самотлорском месторождении выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах ЮB1, БВ19-20, БВ10, БB8, БB80?2, АВ6-8, АВ4-5, АВ2-3, AB1-2. 0,49 0,44 0,527 0,553 0,526 0,607 0,526 0,477 Проницаемость, мкм2 0,011-0,439 0,515 0,515 0,868 0,206 0,506 0,165 0,011-0,085 Коэффициент песчанистости, д.ед - 0,515-0,698 0,333-0,421 0,327 - - 0,38-0,62 - Начальная пластовая температура, °С 60 61 60 60 71 71 75 82 Начальное пластовое давление, МПа 16,3 16,3 16,3 16,7 21,0 21,0 21,6 24,5 Средняя продуктивность х10??м3/(сут•МПа) 0,37 2,0-21,3 4,93 12,1 - 15,3 1,95 0,62 Лучшими коллекторскими свойствами обладают песчаные пласты: АВ2-3, АВ4-5, БВ80, так как у пласта АВ1-3 - большая нефтенасыщенность, а у пластов АВ2-3 и АВ4-5 - большая проницаемость и пористость и у пласта БВ80 -большая проницаемость. 1.5 Свойства нефти, газа, воды в пластовых условиях Согласно ГОСТ 9965-76 нефти исследуемых пластов по плотности относятся к легким (842-855 кг/м3), маловязкие, смолистые (4,4-6,8 %), парафинистые (3,5-4,6%). Рисунок 2.2 - Распределение действующего фонда скважин оборудованных УЭЦН по среднему дебиту нефти Среднегодовые дебиты жидкости за весь период разработки изменялись от 3,3 т/сут до 34,0 т/сут. Визуально коррозионному разрушению подвержены только корпусы ПЭД и ГД, корпус насосного агрегата коррозией практически не затронут, поскольку выше его приемного отверстия корпус насоса контактирует с нефтью.