В последние 70 лет, начиная с 40-х годов, на промыслах наряду с привычными установками штангового скважинного насоса начали применяться установки погружных электроцентробежных насосов.
Работы по созданию погружных электроцентробежных насосов велись с 1940 года в Бюро глубоководных электрических машин Нефтемаш проекта, однако, первые промышленные конструкции были разработаны после организации в 1950 году в системе нефтяной промышленности особого конструкторского бюро по бесштанговым насосам.
Необходимость создания погружных электроцентробежных насосов была продиктована интенсификацией добычи нефти, требовался насос с большими подачей и напором, который имел бы небольшие поперечные размеры и мог бы размещаться в узких скважинах. В таких условиях наиболее рациональным является многоступенчатый насос центробежного типа.
В ходе своего многолетнего развития и усовершенствования установка погружного электроцентробежного насоса не претерпела значительных изменений в устройстве. Тенденция развития определилась увеличением надёжности.
Другой особенностью УЭЦН является наземное оборудование, а значит простота монтажа и обслуживания на промысле.
Сдерживающим фактором для повсеместного внедрения УЭЦН оказалось сложность конструкции подземного агрегата, и как следствие его большая стоимость приобретения и последующего обслуживания.
Также с большим сдерживанием идет развитие насосов на малые подачи. Появившиеся в последнее время УЭЦН-10 и УЭЦН-20 на подачи 10 и 20 м3/сут соответственно, на промыслах зарекомендовали себя не очень хорошо, показав низкий межремонтный период работы.
Очень важным вопросом сегодня является – вопрос грамотного подбора типоразмеров УЭЦН к конкретным скважинам, для обеспечения надёжного вывода на режим и последующей работы. Существуют множество методик подбора оборудования разных авторов, но по различным причинам они не приживаются на промыслах, где подбор оборудования производится по нескольким расчетным формулам, что не обеспечивает необходимой точности. Очень много установок не выходят на режим и останавливаются из-за просчетов при подборе оборудования.
Актуальность работы – экономическая эффективность применения УЭЦН.
Целью данной ВКР является расчет и анализ стоимости технологического процесса вывода скважины Русского месторождения на оптимальный режим при помощи УЭЦН.
Задачами работы являются: обучение расчета экономического эффекта от мероприятия; обоснование анализа стоимости работ.
Объектом работы является установка электроцентробежного насоса.
Предметом работы является экономический расчет эффективности КРС.
Методы работы – аналитический расчет экономической эффективности
Структура работы – введение, основная часть, заключение, список использованной литературы.
Читать дальше
Русское нефтегазоконденсатное месторождение высоковязкой нефти расположено в Тазовском районе в 585 км к Востоку от г. Салехард Ямало-Ненецком Автономном округа Российской Федерации и приурочено к одноимённого локальному поднятию в северной части Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
По отражающему горизонту «Б» поднятие оконтурено изогипсой - 3200 м и имеет площадь 525 км2. Фундамент не вскрыт. В пределах Русского месторождения выявлены газовая и 6 газонефтяных залежей пластово-сводового и тектонически экранированного типов. Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин.
Залежь углеводородов приурочена к терригенным породам верхней части сеноманских отложений, залегающих здесь на глубине около 800-900 м. Месторождение уникально по сочетанию факторов, создающих большие трудности для его освоения и дальнейшей разработки. Оно находится на большом расстоянии от крупных промышленных центров и освоенных нефтепромысловых площадей.
По величине геологических (1,5 млрд т) и извлекаемых запасов (410 млн т) месторождение является одним из крупнейших в России.
Углеводородное сырье находится на глубине 0,8-0,9 км. Плотность нефти 0, 94 г/см3. Начальный дебит скважины – до 9 т нефти и 2 млн м3 газа в сутки. Отличительной особенностью нефти Русского месторождения является ее высокая вязкость в пластовых условиях. Из этой нефти можно получать высококачественное реактивное и дизельное топливо, арктические низкозастывающие малосернистые масла, строительные и дорожные битумы и электродный кокс.
Читать дальше
Погружные центробежные электронасосы предназначены для добычи нефтяных, подчас сильно обводненных, скважин малого диаметра и большой глубины. Они должны обеспечивать безотказную и длительную работу в жидкостях, содержащих агрессивные пластовые воды с растворенными в них различными солями, газы (в том числе сероводород), механические примеси, преимущественно в виде песка (рисунок 1).
Установка ЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и колонны НКТ.
Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он (агрегат) спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны.
В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы — 5, 5А и 6:
- установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121.7 мм;
- установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;
- установки группы 6 поперечным габаритом 140.5 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 148.3 мм.
Электроэнергия от ГТЭС 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 подает жидкость по колонне НКТ на поверхность.
Читать дальше
3.1 Расчет эффективности применения механизированного способа добычи
Проведем оценку прироста дебита нефти от перехода с фонтанного способа эксплуатации на механический (ЭЦН) для скважины№1 Русского месторождения.
Ожидаемый дебит жидкости составляет 140 т/сут, при Рпл 27 МПа, а Рзаб = 20 МПа.
Расчеты основывают на базовой формуле для определения дебита нефти
Q_0=(2*π*k*h*∆P)/(18,41*B*μ*(ln Re/r_w -0,5+S)) (1)
Продуктивность скважины составляет 20 т/(сут*МПА).
Использование ЭЦН позволит снизить Рзаб до 5 МПА, тем самым повысив депрессию до 22 МПА, и, следовательно, стартовый дебит жидкости составит 440 т/сут.
При средней обводненности 30% прирост по дебиту составит 196 т/сут.
Исходя из этого можно сделать вывод, что перевод скважин на насосы является эффективным.
Читать дальше
В результате написания курсовой работы рассчитан экономический эффект от замены ЭЦН на скв №1 Русского месторождения.
Основные технико-экономические показатели приводятся ниже:
1) В результате проведения замены ЭЦН эффект будет продолжаться 32 суток, дополнительная добыча нефти за этот период составит 293,6 т.
2) Чистый дисконтированный доход составит 532975654руб
3) Дополнительный доход составит 2683504 рубля.
4) Срок окупаемости составит 476 суток.
Читать дальше
1. Амиров, А.Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М.: Недра 2012. – 408с.
2. Грузинов В.П., Грибов В.Д. Экономика предприятий. – М.: МИК, 1996 – 128 с.
3. Дунаев, В.Ф. Экономика предприятий нефтянной и газовой промышленности. М: ООО «ЦентрЛитНефтеГаз, 2004. - 372с.
4. Квалификационные характеристики должностей руководителей и специалистов нефтяной промышленности – Нефтеюганск: Юганскнефтегаз, 2015 г – 48 с
5. Малышев Ю.М., Тищенко В.Е., Шматов В.Ф. Экономика нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1980 – 272 с.
6. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. Учебное пособие для вузов/А.Д. Бренц и др. – М.: Недра, 1986 г – 284с
7. Организация и планирование нефтегазоразведочных работ с основами АСУ. Учебник для вузов/В.Е. Тищенко – М.: Недра, 1990 г – 318с
8. Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов/А.Д. Бренц и др. – М.: Недра, 1989 г – 412с
9. Шматов В.Ф. и др. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1990 – 324 с.
10. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности /В.Ф. Дунаев. Изд. «ЦентрЛитНефтеГаз», 2008 г – 458с
Читать дальше
30 страниц
41% уникальность
2023 год
15 просмотров
