Дипломная работа: Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

При использовании выбранного оборудования получим дебит жидкости 102 м³/сут., при обводненности продукции 93 % дебит нефти составит 6,4 т/сут. При увеличении глубины спуска выбранного насоса дебит жидкости будет снижаться. Увеличение дебита можно достичь применением насоса DN1100 ARZ 125 х 2470. С учетом дальнейшего снижения пластового давления глубина спуска насоса увеличится. При этом наиболее оптимальной глубиной с учетом кривизны скважины предлагается интервал 2535- 2545 метров. Расчеты параметров сделаны с помощью программы подбора насосов REDA. Результаты расчетов приведены в следующей таблице.

Результаты расчета по скв. № 96

Таблица 2.4

Аналогичные расчеты сделаны для скважин №№ 10, 13, 23, 41, 92 и 123 (остальные скважины месторождения им. Мирзоева уже эксплуатируются насосами фирмы Shlumberger). В НГДУ принято решение оптимизировать работу этих скважин при помощи замены российских насосов на насосы фирмы Shlumberger. Расчеты подбора оборудования производятся по программе фирмы. По мере выхода из строя насосов скважин №№ 10, 13, 23, 41, 92 и 123 и приобретения насосов REDA они будут заменяться. Глубины спуска насосов будут увеличены по причине падения пластового давления.

Результаты расчета по скв. № 10

Таблица 2.5

Результаты расчета по скв. № 13

Таблица 2.6

Результаты расчета по скв. № 23

Таблица 2.7

Результаты расчета по скв. № 41

Таблица 2.8

Результаты расчета по скв. № 92

Таблица 2.9

Результаты расчета по скв. № 123

Таблица 2.10

Общий прирост добычи нефти после перевода скважин на насосы импортного производства согласно приведенным расчетам составит 6,2 т нефти в сутки. Приблизительно в 5-7 раз увеличится межремонтный период. Увеличение парка насосов будет способствовать также переводу газлифтных скважин на работу УЭЦН.

2.7 Выводы и рекомендации

Глубинные центробежные насосы при напоре до 1000 м обеспечивают отбор жидкости до 550 из скважины с внутренним диаметром обсадной колоны не менее 130 мм: при напоре до 800 м - 800 из скважины с внутренним диаметром не менее 148 мм. В условиях месторождения Мирзоева при напоре до 3000 м обеспечивают отбор жидкости до 150 из скважины с внутренним диаметром обсадной колоны не менее 126 мм. В последней стадии разработки месторождения при форсированном отборе электроцентробежный насос наиболее эффективен.

На месторождении Мирзоева фонтанирование скважин прекращается, искусственный фонтан - газлифт - из-за нехватки газа также почти исчерпал свои ресурсы, штанговые насосы неэффективны. Центробежные насосы заменят все перечисленные способы добычи нефти на месторождении Мирзоева.

В связи с большими глубинами статических уровней на месторождении начали применять электроцентробежные насосы REDA фирмы Shlumberger. Насосы REDA поднимают жидкость с глубин до 3000 метров и более. Наличие парафина в продукции скважин на месторождении Мирзоева требует периодической депарафинизации, в том числе - горячей нефтью. Кабель фирмы Shlumberger допускает нагрев до 160єС.

Межремонтный период работы установок существенно больше, чем у штанговых, в среднем он равен 250 - 350 суток для российских насосов (на месторождении Мирзоева - около 200 суток), для насосов REDA в среднем 1500 суток (на месторождении Мирзоева пока не определено, т. к. продолжается работа переведенных на REDA скважин. По состоянию на 1.06.06 межремонтный период составил в среднем свыше 500 суток).

Глубинные центробежные насосы выпускаются и для осложненных условий эксплуатации, например для отбора жидкости со значительным содержанием песка, с большой глубины, для эксплуатации скважин при большом газовом факторе.

В настоящее время и на ближайшую перспективу УЭЦН являются наиболее эффективными для добычи нефти на месторождении им. Р.С. Мирзоева.

В дипломной работе представлен расчет по подбору оборудования УЭЦН для скважины № 96. Расчет выполнен по предлагаемой методике УГНТУ. Отклонения от методики произошли по причине отсутствия некоторых параметров, необходимых для расчета.

Основная цель дипломной работы - оптимизация работы УЭЦН на месторождении им. Мирзоева. Фактически наиболее оптимальным для месторождении им. Мирзоева явился перевод скважин на работу УЭЦН REDA фирмы Shlumberger по приведенным выше причинам. Процесс оптимизации начался несколько лет назад и по мере приобретения насосов производится замена. Межремонтный период значительно увеличился. В настоящее время он превысил 500 суток и продолжает расти. Расчет подбора оборудования производится по программе фирмы Shlumberger. В работе представлены результаты расчетов для семи скважин, эксплуатирующихся УЭЦН отечественного производства. После перевода на УЭЦН фирмы Shlumberger получим дополнительно 6,2 тонн нефти в сутки и увеличение межремонтного периода в 5-7 раз.

3. Экономическая часть

3.1 Характеристика технико-экономических показателей

Таблица 3.1

Технико-экономические показатели НГДУ «Катанглинефтегаз» за 2003-2005 годы

В следующей таблице представлена калькуляция себестоимости добычи 1 тонны нефти по статьям затрат за 2005 г.

Таблица 3.2

Калькуляция себестоимости добычи 1 тонны нефти, руб.