Анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в ТПП «когалымнефтегаз»

Автор: Пользователь скрыл имя, 11 Декабря 2011 в 13:02, курсовая работа

Описание работы

Тевлино-Русскинское нефтяное месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождение открыто в 1981 году. Месторождение введено в разработку в 1986 году. Разбуривание месторождений производится наклонно-направленными скважинами, кустовым методом. «Тевлино-Русскинское» месторождение находится на второй стадии разработки. Геологический разрез месторождения вскрыт до глубины 3016 м и сложен мощной толщей (более 300) осадочных терригенных пород юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста, подстилаемых эффузивами пермо-триассового возраста.

Содержание

Введение……………………………………………………………………………..
1. Геологическая часть……………………………………………………………
2. Характеристика системы разработки………………………………………….
3. Анализ мехфонда за 1-е полугодие 2003г………………………………………
4. Эксплуатация скважин электроцентробежныминасосами…………………..
5. Анализ показателей и технологический режим работы УЭЦН……………….
6. Анализ конструктивных особенностей элементов УЭЦН и их влияние
на отказы и аварийность оборудования………………………………………..
7. Проверочные расчеты и подбор оборудования…………………………………
8. Вывод произведенного подбора оборудования…………………………………..
Литература …………………

Скачать полностью (290.98 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа содержит 1 файл

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ-СДН2.doc

— 1.34 Мб (Скачать)
 
 
 
 
 
 
 
                                
 
                               
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
                                 
 
 
 
                                                
                                                 
                                                 
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                    
      Эмпирические коэффициенты             
    b2  0,92            
    c2  0,31            
    d2  1,15            
    b3  7,8            
    c3  0            
    b4  0,52            
    c4  0,58            
    b5  0,31            
                    
                    Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления.      
  Сумма потерь  Температура  Коэф. Кt  Коэф. КУ.П  Сумма потерь мощ.  Темпер.  Вывод по
 мощ. в ПЭД, кВт  перегрева ПЭД, оС        в ПЭД  при действ. темп., кВт  ПЭД, К  подбору ПЭД
 7,4  57,8  0,98  0,91  6,8  378,2  ПЭД подходит
 Сила  потреб.  Средняя темпер.  Потери  мощ.  Потреб. мощ.  Активное  уд. сопрот.  Падение напр.   
 тока, А   кабеля, оС  в кабеле, кВт  ПЭД, кВт  кабеля, Ом/км  в кабеле, В   
 31,7  43,33  2,09  26,8  1,20  87,4   
                    
             тип гидрозащиты 1ГД1.      
             трансформатор ТППН-63/1-73ХЛ1   
             станция управления ШГС-5804   
                    
 
 
 

 

 7. 2

.

В

ы

б

о

р

 

о

б

о

р

у

д

о

в

а

н

и

я

 

и

 

р

е

ж

и

м

а

 

р

а

б

о

т

ы

 

у

с

т

а

н

о

в

к

и

 

п

о

г

р

у

ж

н

о

г

о

 

ц

е

н

т

р

о

б

е

ж

н

о

г

о

 

э

л

е

к

т

р

о

н

а

с

о

с

а

№

2

(

П

Ц

Э

Н

).

 

   

1.Определение требуемого напора насоса.

 Напор определяем  по формуле:

H

нас

=

H

дин

+

P

уст

/(

*

g

)+

h

тр

-

H

г

,

   где H

д

и

н – глубина динамического уровня скважины, P

у

с

т/(

*g) – устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости,  h

т

р – потери напора на трение, H

г – напор соответствующий газлифтному эффекту.

H

дин

=

L

скв

-(

P

пл

-

Q

ж

/

К

)

/ (

*

g

)

,

где  L

с

к

в – глубина скважины, К – коэффициент продуктивности,                

H

дин

=2620-(20,6-60,5

/7,8)

*10

6

/(858*9,81)=

1094,

 H

д

и

н=1094 м, P

у

с

т=1,3 Мпа,

=858 кг/м

3, h

т

р=0,031 м, H

г=21,4 м.

H

нас

=1094

+1,3*10

6

/(858*9,81)+0,031-21,4=1227,1

м

. 

  2.Подбор насоса и установление режима осуществляем с помощью программы

PCEN

(Кафедра Разработки и Эксплуатации Нефтяных и Газовых Месторождений, УГНТУ

). 

 

                          
 Исходные  данные для расчетов по оптимизации работы скважин, оборудованных         
  установками ПЦЭН №2  скв.7593                  
                          
                         Параметр    Единица   Ввод   Проверка  введенных         
          измерения  значений  значений         
  1. Глубина скважины  м  2620  2620         
 2. Глубина спуска насоса  м  1500  1500         
 3. Дебит скважины  по жидкости  м3/cут  54  54         
 4. Плотность жидкости  кг/м3  858  858         
 5. Динамическая вязкость  жидкости  Па*с  0,00144  0,00144         
 6. Обводненность     доли. ед.  0,74  0,74         
 7. Диаметр эксплутационной  колонны  м  0,146  0,146         
 8. Коэффициент продуктивности  м3/(сут*МПа)  7,8  7,8         
 9. Пластовое давление  МПа  20,6  20,6         
 10. Диаметр лифта  м  0,073  0,073         
 11. Давление на устье  скважины  МПа  1,3  1,3         
 12. Газовый фактор  нм3/м3  48  48         
 13. Давление насыщения у приема насоса  МПа  3,64  3,64         
 14. Пластовая температура  оС  83,5  83,5         
 15. Температура на  устье скважины  оC  15  15         
 Следующие исходные данные вводятся после выполнения расчетов по         
    выбору оборудования  скв.                  
  16. Число ступеней  насоса           264  264         
 17. Число оборотов  вала насоса  1/c  295  295         
 18. Подача насоса  по воде в оптимальном  м3/сут  50  50         
     режиме                     
  19. Напор насоса по  воде в оптимальном   м  1360  1360         
     режиме                     
  20. К.П.Д. насоса по  воде в оптимальном  дол. ед.  0,43  0,43         
     режиме                     
  21. Ном. мощность  эл. двигателя  кВт  32  32         
 22. Мощность, потреб. насосом  кВт  17,94  17,94         
 23. К.П.Д. эл. двигателя  при номин.   дол. ед.  0,805  0,805         
         нагрузке                     
 25.Газосодержание на приеме насоса  дол. ед.  0,4  0,4         
 26. Температура перед  ПЦЭН  оС  57  57         
 27. Ном. ток электродвигателя  А  27,5  27,5         
 28. Площадь сечения  всех жил кабеля  мм2  48  48         
 29. Коэффициент мощности     0,83  0,83         
                          
       эцн5-50-1300                  
       пэду32-103В5                  
       Кппбпт3*16                  
                          
 
 
 
 
 
 
                          
                          
                                        Расчет напорной  характеристики скважины.         
                          
    Дебит,  Динамический   Лин. скор.  Число  Коэффициент  Потери  на  Напор,   
    м3/сут  уровень, м  потока, м/с  Рейнольдса  гидр. сопротив.  трение, м  м   
    10,8  337,1  0,0075  649,8  0,0985  0,003  470,1   
    21,6  501,6  0,0149  1299,7  0,0492  0,006  634,6   
    32,4  666,1  0,0224  1949,5  0,0328  0,009  799,1   
    43,2  830,6  0,0299  2599,4  0,0443  0,021  963,7   
    54  995,1  0,0374  3249,2  0,0419  0,031  1128,2   
    64,8  1159,6  0,0448  3899,1  0,0400  0,042  1292,7   
    75,6  1324,1  0,0523  4548,9  0,0385  0,055  1457,2   
    86,4  1488,6  0,0598  5198,8  0,0373  0,070  1621,7   
    97,2  1653,1  0,0672  5848,6  0,0362  0,086  1786,2   
    108  1817,6  0,0747  6498,5  0,0352  0,103  1950,8   
    118,8  1982,1  0,0822  7148,3  0,0344  0,122  2115,3   
    0,02  Напор, соответствующий               
    0,01  газлифтному эффекту, м               
    0,40  21,4                  
    12,3                     
                          
    
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
                          
                          
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

                                                  Характеристики насоса по воде                                                                  
        Дебит,м3/сут  Напор,м  К.П.Д.,дол. ед.                                                            
       25  1490                                                               
       30  1495                                                               
       35  1485                                                               
       40  1480                                                               
       45  1475                                                               
       50  1460  0,36                                                            
       55  1420  0,39                                                            
       60  1385  0,415                                                            
       65  1340  0,43                                                            
       70  1290  0,44                                                            
       75  1240  0,425                                                            
                                                                          
                                                                          
               Подбор характеристик  насоса                                                                     
  Шаг,  Дебит,  Кин. вязкость,  Число  КН   Кк.п.д   Пр-ть насоса на  Пр-ть насоса на  К.П.Д. насоса на  Напор насоса  Потреб.                                          
 м3/с  м3/с  м2/с  Рейнольдса  доли.ед.  доли.ед.    в/н смеси, м3/с    на в/н см., м3/сут    в/н смеси, д.ед.    в/н смеси, м.  мощность, кВт                                          
 0,50  0,0003  0,000002  6640,8  0,8795  0,917  0,00025  22,0     1309,0                                             
 0,60  0,0003  Коэф. быстр.  7969,0  0,8785  0,925  0,0003  26,4     1313,4                                             
 0,70  0,0004  ступени нас.  9297,1  0,8802  0,929  0,0004  30,8     1307,0                                             
 0,80  0,0005  112,0  10625,3  0,8841  0,931  0,0004  35,4     1308,4                                             
 0,90  0,0005     11953,5  0,8900  0,931  0,0005  40,0     1312,7                                             
 1,00  0,0006     13281,6  0,8977  0,930  0,0005  44,9  0,33  1310,6  15,2                                          
 1,10  0,0006     14609,8  0,9071  0,927  0,0006  49,9  0,35  1288,0  15,7                                          
 1,20  0,0007     15938,0  0,9179  0,923  0,0006  55,1  0,38  1271,3  16,5                                          
 1,30  0,0008     17266,1  0,9301  0,919  0,0007  60,5  0,39  1246,4  17,7                                          
 1,40  0,0008     18594,3  0,9436  0,914  0,0008  66,1  0,40  1217,3  19,1                                          
 1,50  0,0009     19922,5  0,9583  0,908  0,0008  71,9  0,39  1188,3  21,8                                          
 
 
 
                                                
           

                                   
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
 
 
 
 
                                                
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 

                                                
               

                               
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
 
 
 
 
                                                
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 

                                                
               

                               
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 
                                                 

Информация о работе Анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в ТПП «когалымнефтегаз»