Анализ эксплуатации скважин установками ЭЦН на одном из участков месторождения Зимнего

Аннотация скважина насос пласт электроцентробежный Тема дипломной работы: «Анализ эксплуатации скважин установками ЭЦН на одном из участков месторождения Зимнего» .

Объем дипломной работы 99 страниц, он содержит 6 рисунков, 8 таблиц, 5 источников литературы.

Ключевые слова: нефть, УЭЦН, расчет, глубина, типоразмер.

Объектом исследования дипломной работы являются пласты месторождения Зимнего.

Предмет исследования подбор типоразмера и глубины спуска в скважину установок ЭЦН.

Дипломная работа состоит из введения, 5 глав и заключения.

В введении обосновывается актуальность выбранной темы, формируется цель и задачи исследования.

Первая глава посвящена общим сведениям о месторождении.

Во второй главе описывается геологическое строение, а также сложность продуктивных пластов.

В третьей главе представлены сведения об установках ЭЦН.

В четвертой главе произведен подбор УЭЦН для скважины.

В пятой главе представлен расчет, посвященный безопасности и экологичности проекта.

Заключение

содержит основные выводы, направленные на повышение эффективности эксплуатации месторождения.

Оглавление Введение

1. Общие сведения о месторождении Зимнем

1.1 Географо-экономическая характеристика

1.2 Геолого-геофизическая изученность

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоника

2.3 Нефтегазоносность

2.3.1 Физико-химические свойства пластовых флюидов

2.3.2 Сведения о запасах

2.4 Гидрогеология

3. Общие сведения об установках погружных электроцентробежных насосов

3.1 Установка погружного электроцентробежного насоса

3.2 Преимущества и недостатки УЭЦН по сравнению с ШСНУ

3.3 Оптимальные условия эксплуатации УЭЦН

4. Расчетная часть

4.1 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Защитное заземление

5.2 Расчет защитного заземления станции управления УЭЦН Заключение Список использованных источников

Введение

Необходимость создания погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти была продиктована интенсификацией добычи последней, 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 для сообщения насосу большой удельной мощности. Компоновка с поверхностным приводом через колонну штанг, таким как у ШСНУ, была не приемлема, что послужило толчком к созданию погружного двигателя высокой мощности. Рациональным решением был погружной электродвигатель с подводимым с поверхности по кабелю питанием. Для защиты двигателя от попадания в него пластовой жидкости, были созданы различные типы уплотнительных устройств, к наиболее распространённым относятся торцевые и лабиринтные уплотнительные секции.

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. Появилась необходимость в организации вблизи промыслов баз по обслуживанию подземного оборудования — минизаводов.

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.

Целью данной работы является грамотный подбор типоразмеров УЭЦН к конкретным скважинам для обеспечения их надежной работы и снижения затрат на извлечение нефти.

1. Общие сведения о месторождении Зимнем

1.1 Географо-экономическая характеристика Территория Зимнего месторождения расположена на границе Ханты-Мансийского автономного округа и Уватского района Тюменской области.

В административном отношении Зимнее месторождение относится к Уватскому району Тюменской области и Кондинскому району Ханты-Мансийского автономного округа. Месторождение находится в 53 км севернее районного центра Уват. Административный центр Кондинского района п. Кондинский расположен в 85 км к западу от месторождения. Ближайшими населенными пунктами являются: п. Демьянское (12 км юго-восточнее), г. Болчары (15 км севернее), г. Мурза (15.5 км восточнее). Населенных пунктов на территории месторождения нет. Обзорная карта района работ представлена на рисунке 1.

В физико-географическом отношении Зимнее месторождение находится в среднетаежной зоне Западно-Сибирской равнины, в междуречье Иртыша и Конды. Территория района представляет собой плоско-волнистую озерно-аллювиальную заболоченную и заозеренную равнину. Рельеф слаборасчлененный и слабодренированный, преобладающие абсолютные отметки в границах района — 30−48 м.

Ближайшими месторождениями являются: Ендырское (17.5 км северо-восточнее), Заозерное (51 км северо-западнее), Северо-Вайское (30 км западнее).

С запада на восток месторождение пересекает трасса нефтепровода Демьянская 1 — Кедровая, которая соединяется на западе с нефтепроводом Кедровая — Ильечевская, а на востоке с трассой нефтепровода Демьянская 1 — Уват.

Ближайшие аэропорты находятся в г. Тобольске и пос. Уват. В летний период (июнь-июль) используются вертолеты (для доставки небольшого оборудования, рабочих вахт).

Основными отраслями хозяйства района работ являются нефтедобывающая промышленность и геологоразведочные работы на нефть и газ. Хорошо развиты охота, рыболовство, лесозаготовки. Сельское хозяйство в районе развито слабо.

Коренное население района — ханты, манси. Их доля составляет около 3,3% от общего населения. Среди миграционного населения преобладают русские, украинцы, татары.

Климатические особенности территории определяются ее географическим положением. Среднегодовая температура отрицательная -5єС. Средняя температура самого холодного месяца (января) -22єС, а самого жаркого (июля) +16єС. Абсолютный минимум температуры составляет -52єС, абсолютный максимум +35єС. Годовая сумма осадков составляет 551 мм, при этом подавляющее количество — до 397 мм — выпадает в теплый период (с апреля по октябрь).

Преобладающее направление ветров в течение всего года юго-западное и южное. Средняя годовая скорость ветра составляет 3,0 м/сек, за январь — 3,0 м/сек, за июль — 3,2 м/сек.

Снежный покров образуется 22 октября, сход снега 6 мая. Продолжительность снежного покрова 195 дней. При средней высоте снежного покрова на открытых местах 62 см, его распределение крайне неравномерно, в понижениях рельефа снежный покров может достигать 120−130 см.

По геокриологическим условиям на рассматриваемой территории многолетнемерзлые породы отсутствуют.

Рассматриваемая территория Зимнего месторождения находится в пределах Среднеобской низменности и представляет собой волнистую, слабо расчлененную озерно-аллювиальную равнину с большим количеством рек, озер, болот. Абсолютные отметки рельефа составляют — 27−44 м Рисунок 1 — Обзорная карта района работ территории Зимнего месторождения.

1.2 Геолого-геофизическая изученность Изучение территории Зимнего месторождения геолого-геофизическими методами началось в 50-х годах. В пределах участка были проведены следующие геолого-геофизические исследования:

1. До 1951 года в западной части Западносибирской низменности проводились исследования, в основном, по отдельным маршрутам, приуроченным к речной системе.

2. В 1955 году проводилась аэромагнитная съемка масштаба 1:200 000 (37/55 Большаков В. В., Загороднов А. М., 66/56 Гусев Ю. М., Шматалюк Г. Ф.).

3. В 1956;1957 гг. проводилась гравиметрическая съемка масштаба 1:1 000 000.

4. В 1957;1958 гг. проводились электроразведочные работы методом теллурических токов. С середины 50-х годов на исследуемой территории проводились маршрутные и площадные сейсмические исследования МОВ. Эти работы характеризуются невысоким качеством и дают лишь самые общие представления о геологическом строении фундамента и мезозойской толщи.

В ходе работ СП 9/67−68 (Коржевич А.И.) были выявлены Иртышская, Ендырская и Зимняя положительные локальные структуры. Региональными работами СП 12/84−87 выявлен ряд перегибов, осложняющих Верхнесалымское купольное поднятие и Нижнедемьянскую котловину. Породы доюрского основания, юрские и нижнемеловые отложения разделены на несколько сейсмостратиграфических комплексов. Отложения неокома расчленены на ряд комплексов, намечено положение кромки палеошельфа на отдельных этапах формирования неокомского разреза и протрассирована осевая часть позднемелового бассейна, а также определены границы выклинивания нижнеюрских, среднеюрских толщ.

В 1993;94 гг. сейсморазведочными работами МОГТ масштаба 1:50 000 (сп 88/93−94, Новик И. К., Шевченко В.П.) была изучена значительная часть Зимнего участка, включающая центральную, западную и юго-западную территорию. В результате было уточнено строение Зимней-2, выявлены Усть-Демьянское и Северо-Тюмское поднятия, выделены зоны развития песчаных фаций пласта Ю2.

В 1994;1998 гг. сейсморазведочные работы в пределах Зимнего поднятия были продолжены (сп 12/94−95, сп 70/94−95, сп 90/97−98). Они были направлены на изучение структурного плана и картирование границ развития песчаных фаций пластов группы АС, что позволило уточнить контуры нефтеносности пласта АС102 в 2002 году, с учетом данных бурения.

В 2008;2009 гг. рекомендовано проведение сейсморазведочных работ 3Д в объеме 200 км².

Таблица 1 — Геолого-геофизическая изученность района.

Таким образом, в результате исследований было проведено тектоническое районирование территории, установлена стратиграфия и изучен литолого-петрографический состав осадочного чехла, выделены перспективные на нефть комплексы, открыты и разведаны нефтяные месторождения.

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия Зимнее месторождение находится в Тобольском нефтегазоносном районе, Фроловской нефтегазоносной области, Западносибирской провинции.

Геологический разрез участка представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, которые подстилаются метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента. С поверхностью фундамента связан отражающий горизонт «А» .

Стратиграфическое расчленение разреза производилось в соответствии с унифицированной и корреляционной схемами стратиграфии 3СР, утвержденной МСК СССР в 1991 году.

Сводный геолого-геофизический разрез составлен по скважине 6Р, приведен на рисунке 2.

Доюрский фундамент имеет блоковое строение и разбит многочисленными тектоническими нарушениями, проникающими вплоть до неокомских отложений.

По результатам бурения на Зимней площади (скв. 6Р) доюрское основание вскрыто на глубине 3152 м и представлено (по полевым определениям) массивными породами серо-зеленого цвета с вкраплениями пирита и глауконита.

Лабораторные исследования отсутствуют.

Скорее всего, это рассланцованные зеленокаменноизмененные эффузивы основного состава.

Отложения промежуточного структурного этажа, заполняющие впадины фундамента скв. 6Р, не выявлены.

Доюрские образования в скв. 16Р вскрыты на глубине 3100 м.

Толщина вскрытых доюрских образований — 40−45 м.

Отложения свиты залегают с угловым и стратиграфическим несогласием на образованиях палеозоя.

Рисунок 2 — Сводный геолого-геофизический разрез Зимнего месторождения Юрская система Платформенный чехол представлен отложениями от юрского по четвертичный период. Отложения юрской системы несогласно залегают на породах палеозойского возраста и представлены всеми тремя отделами и подразделяются на свиты: шеркалинскую, тюменскую, васюганскую, георгиевскую и баженовскую, а в скважине 16Р, в зоне региональной глинизации отложений васюганской свиты, выделена абалакская свита, которая является возрастным аналогом отложений васюганской и георгиевской свит.

Шеркалинская свита вскрыта в скважине 6Р в интервале 3102−3152 м и в скв. 16Р в интервале 3088−3100 м. Согласно стратиграфической схеме она подразделяется на две подсвиты, имеющие в верхней части глинистые пачки, а в подошве подсвит залегают пачки преимущественно сложенные кварцевыми песчаниками и гравелитами с прослоями аргиллитоподобных глин. Керном охарактеризована в скв. 6Р частично нижняя часть верхней и верхняя часть нижней подсвиты характеризуемой свиты. В погруженных участках, где разрез свиты представлен наиболее полно, отмечается четкая цикличность и наблюдаются (снизу вверх) пласт песчаников Ю11, перекрывающая его тогурская глинистая пачка, пласт Ю10 и радомская глинисто-углистая пачка. В Красноленинском районе пласты Ю10−11 являются высокодебитными резервуарами, с которыми связаны основные запасы нефти Талинского и Южно-Талинского месторождений, расположенных на территории Ханты-Мансийского национального округа. Толщина отложений свиты составляет 22−50 м. Выше по разрезу залегают отложения тюменской свиты.

Тюменская свита перекрывает шеркалинскую свиту.

Отложения, выделенные в состав тюменской свиты, наблюдаются в разрезе скв. 6Р и 14Р. Отложения свиты представлены неравномерным чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин с частыми прослоями углей. Породы в значительной степени обогащены углистым растительным детритом, встречаются пропластки и линзы плотных карбонатных пород. Участками отмечаются микрои макростяжения пирита.

По диаграммам стандартного каротажа разрез отложений тюменской свиты характеризуется резкой дифференциальной кривой КС при значительных величинах кажущего сопротивления. Кривая потенциалов собственной поляризации в большинстве случаев отличается низкими и средними амплитудами, отражающими невысокие коллекторские свойства песчаных пластов.

Толщина отложений свиты составляет 230−236 м. Выше по разрезу в скв. 6Р залегают отложения, относимые Соколовским А. П. к васюганской свите, а в скв. 16Р — к абалакской свите.

Васюганская свита выделяется в разрезе по материалам ГИС в скв. 6Р и 14Р. Верхняя часть (подсвита) отложений свиты представлена преимущественно песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитоподобных глин. Содержат обломки белемнитов, двустворок.

Нижняя часть (подсвита) — глины аргиллитоподобные, темно-серые, с буроватым оттенком с редкими прослоями песчаников и алевролитов. Характерны отпечатки единичных аммонитов, двустворок, белемнитов, криноидей.

Толщина отложений свиты составляет 101−107 м.

В южной части месторождения песчаники верхней подсвиты васюганской свиты в разрезе замещаются глинами, и васюганская свита картируется в виде геологического тела, сложенного темно-серыми аргиллитами (вместе с георгиевской свитой) как абалакская свита.

Георгиевская свита сложена глинами аргиллитоподобными темно-серыми, иногда черными, тонкоотмученными с неравномерным распределением глауконита. В отложениях наблюдаются остатки аммонитов, белемнитов, двустворок, реже лингул и онихитов.

Толщина свиты 52−59 м.

В южной части территории отложения свиты включены в абалакскую свиту. Выше по разрезу залегают отложения баженовской свиты.

Абалакская свита выделена на юго-западе месторождения в разрезе, вскрытом скв. 16Р, Северо-Тюмской площади. Свита сложена глубоководными глинами аргиллитоподобными серыми и зеленовато-серыми, преимущественно тонкоотмученными, прослоями известковистыми. В нижней части отмечаются буровато-черные, алевритистые глины. Характерны остатки пелиципод и аммонитов.

Толщина свиты 51 м.

Выше по разрезу залегают отложения баженовской свиты.

Баженовская свита сложена бурыми и черными битуминозными аргиллитами, содержащими скопления остатков рыб, обломки раковин пелиципод, отпечатки аммонитов, желваки пирита. Глины массивные, в разной степени плитчатые, иногда с прослоями рыхлых листоватых разностей баженитов. Отложения свиты четко картируются в разрезе по повышенным значениям радиоактивности, кажущего сопротивления.

Толщина баженовской свиты 27−46 м.

На отдельных участках (Кальчинское, Зимнее месторождения) по данным сейсморазведки МОВ ОГТ и ряду поисково-разведочных скважин установлены аномальные разрезы баженовской свиты, в которых последняя расслоена пластами неокомских турбидитовых осадков. Эти разрезы часто фиксируются по сейсмическим данным и изучены бурением на большом количестве месторождений ШиротногоПриобья. К кровле баженовской свиты приурочен опорный отражающий горизонт «Б» .

Меловая система Меловые отложения представлены обоими отделами: нижним и верхним. В пределах нижнего отдела выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты. С верхним отделом связаны уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Ахская свита согласно перекрывает баженовскую свиту. Полностью разрез отложений свиты вскрыт в скв. 6Р, 14Р и 16Р. Сложена преимущественно глинами аргиллитоподобными с прослоями песчаников. В песчаниках встречаются окатыши глин.

В нижней части свиты выделяется ачимовская толща, сложенная преимущественно песчаниками и алевролитами известковистыми с прослоями темно-серых аргиллитоподобных глин. Залегает она на подачимовской толще глин аргиллитоподобных тонкоотмученных. Наблюдаются остатки рыб, единичные аммониты, пирит, сидерит.

Из пласта АС102 в скв. 6Р, 12Р и 14Р при опробовании получены притоки нефти.

Толщина свиты 374−494 м.

Черкашинская свита вскрыта скважинами 6Р, 14Р, 16Р и частично 12Р. В разрезе наблюдается частое и неравномерное чередование серых и зеленовато-серых песчаников, алевролитов и глин аргиллитоподобных серых, иногда зеленовато-серых линзовидно-волнистых. Содержатся аммониты, двустворки, обугленный растительный детрит и аттрит.

Толщина свиты 251−286 м.

Алымская свита вскрыта скважинами 6Р, 12Р, 14Р, 16Р. Сложена глинами, содержащими в верхней части линзы и гнезда песчаного материала. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, глинистые. Встречаются маломощные прослои глинистых известняков. Глины темно-серые, прослоями до черных.

На каротажных диаграммах эта часть разреза характеризуется положительной, практически недифференцированной кривой ПС и минимальными сопротивлениями.

Толщина свиты 158−175 м.

Викуловская свита согласно залегает на алымской свите и вскрыта скважинами 6Р, 12Р, 14Р, 16Р. Представлена, в основном, песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми мелкозернистыми, глинистыми. Прослои аргиллитов и глин имеют подчиненное значение. Для пород свиты характерно присутствие обильного растительного детрита.

С кровлей свиты связан регионально выдержанный сейсмический горизонт «М1» .

Толщина свиты составляет 219−237 м.

Ханты-Мансийска свита вскрыта скважинами 6Р, 12Р, 14Р, 16Р по характеру слагающих пород делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена глинами темно-серыми, преимущественно тонкоотмученными, с редкими прослоями алевритов, глинистых известняков и сидеритов, которые на электрокаротажных диаграммах характеризуются низкими сопротивлениями и положительными значениями на кривой ПС.

Постепенно глины опесчаниваются и переходят в верхнюю подсвиту, где пласты опесчаненных или обогащенных алевритовым материалом пачек мощностью до 5−15 м переслаиваются с пластами песчаников мощностью 1−5 м. По всему разрезу свиты отмечается растительный детрит.

Общая толщина свиты 268−278 м.

Уватская свита изучена по материалам ГИС скв. 6Р, 12Р, 14Р, 16Р, включает две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена алевритом и уплотненными мелкозернистыми песками серыми и светло-серыми с маломощными прослоями серых глин и буровато-серых алевритистых и глинистых известняков. В большей части разрез подсвиты представлен тонкослоистыми разностями. Слоистость горизонтальная и косоволнистая следится по тончайшим прослойкам растительного детрита и тонкочешуйчатой слюды. Изредка встречаются пирит, сидерит, ожелезнение.

Верхняя подсвита представлена, в основном, песками, размер зерен которых увеличивается вверх по разрезу, с прослоями карбонатных разностей, с редким растительным аттритом и пиритом.

Развитая на востоке в интервале К1ар-К2сm покурская свита по строению и литологической характеристике близка к уватской.

Общая мощность свиты составляет 270−300 м.

Кузнецовская свита начинает цикл морских глинистых осадков верхнего мела и палеогена, трансгрессивно перекрывает отложения уватской свиты. Представлена она глинами серыми и зеленовато-серыми, с включениями глауконита, остатками пиритизированных водорослей и чешуей рыб.

К подошве глинистых пород кузнецовскойсвиты приурочен опорный отражающий горизонт «Г» .

Толщина свиты 39−44 м.

Березовская свитасогласно залегает на кузнецовской. Литологически свита расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена серыми и голубовато-серыми опоками, темно-серыми и черными глинами монтмориллонитового состава, прослоями опоковидными с прослоями алевролитов. К кровле нижне-березовской подсвиты приурочен отражающий горизонт «С» .

Верхняя подсвита представлена серыми, зеленовато-серыми и темно-серыми слабоалевритистыми глинами, с редкими прослоями опоковидных глин и опок.

Толщина глинистых пород березовской свиты 187−228 м.

Ганькинская свита согласно перекрывает отложения березовской свиты. Сложена она серыми и светло-серыми с зеленоватым оттенком мергелями и глинами известковистыми серыми и светло-серыми, с прослоями алевритовых разностей, с редкими зернами глауконита, пиритизированными водорослями и обломками раковин моллюсков.

Общая мощность отложений 56−79 м.

Палеогеновая система В составе палеогеновой системы в изучаемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит, континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Талицкая свита сложена глинами темно-серыми, почти черными, участками глауконитовыми, в верхней части разреза с многочисленными гнездами и линзами алеврито-песчаного материала, прослоями опоковидных глин. Встречаются мелкие пиритизированные растительные остатки и чешуйки рыб.

Толщина свиты 101−129 м.

Люлинворская свита сложена преимущественно глинами серыми, тонкоотмученными, алевритистыми. В нижней части глины часто опоковидные, в средней наравне с алевритистыми глинами присутствуют прослои диатомовых глин.

Толщина свиты 229−232 м.

Тавдинская свита согласно залегает на люлинворской и завершает серию глинистых образований морского генезиса. Осадки представлены глинами темно-зеленоватыми и зеленовато-серыми, алевритистыми, жирными на ощупь, слоистыми, с присыпками слюдистого алевритового материала. Поскольку отложения тавдинской и вышележащих свит в пределах Зимнего месторождения не изучены комплексом ГИС, толщины взяты по аналогии с Приобской площадью.

Толщина составляет 160−180 м.

Атлымская свита сложена преимущественно песками светло-серыми мелкозернистыми, кварцевыми и кварцево-полевошпатовыми, с редкими прослоями каолинизированных глин, алевролитов. Накопление осадков происходило в континентальных условиях, для которых характерно присутствие детрита и лигнитидированной древесины.

Толщина атлымской свиты до 50−60 м.

Новомихайловская свита характеризуется неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Пески серые, светло-серые, тонкои мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые с включениями растительных остатков. Глины и алевролиты серые, коричневато-серые.

Толщина свиты достигает 80 м.

Туртасская свита представлена глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Толщина составляет 40−70 м.

В неогеновый период произошла активизация тектонических процессов, вызвавшая подъем значительной части территории севера Западной Сибири, в том числе и региона, в котором находится рассматриваемый участок. В результате подъема практически полностью прекратилась аккумуляция терригенного материала, а на большей части территории процессы денудации стали преобладать, что способствовало частичному размыву позднеолигоценовых отложений.

Четвертичная система На размытой поверхности палеогеновых отложений с несогласием залегают осадки четвертичной системы. Представлены они песками, супесями, суглинками, глинами ледниково-аллювиального и озерно-аллювиального генезиса. Встречаются прослои торфа до 4−5 м и линзы галечников. Толщина четвертичных осадков достигает 100 м.

2.2 Тектоника Западносибирская плита представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско-кайнозойский. Толщина осадочного чехла возрастает от районов обрамления впадины к центру до 8−9 км, залегающего несогласно на гетерогенном фундаменте. В региональном тектоническом плане Зимнее месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западносибирской плиты, расположено во Фроловской мегавпадине на Зимнем валу (рисунок 3).

Рисунок 3 — Тектоническая карта центральной части Западносибирской плиты (под редакцией В. И. Шпильмана 1998 г.).

Выделяется два структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, в период геосинклинального развития региона. Территория находится в пределах Уватского блока (байкальский складчатый комплекс), сложенного здесь преимущественно базальтами и вулканогенными породами основного состава.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен толщей мезозойских и кайнозойских образований, отложившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Характеризуется слабой дислоцированностью и отсутствием метаморфизма пород.

Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует парагеосинклинальному этапу развития плиты в пермско-триасовое время. Предполагается, что в этот период происходило накопление осадков в наиболее погруженных частях фундамента. Отложения этого возраста в пределах месторождения не установлены.

Согласно «Тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западносибирской геосинеклизы» (Бочкарев В.С., Боярских Г. К., 1990 г), Зимнее месторождение находится в пределах Варламовского малого вала (структура II порядка), вытянутого субмеридионально и осложняющего юго-западную часть Ханты-мансийской впадины. К западу от него выделяется Северо-Тюмский малый прогиб, а к востоку Северо-Алымский малый прогиб.

В пределах территории с учетом сейсморазведочных и тематических работ выявлены в настоящее время положительные структуры III и IV порядка: Зимняя I, Зимняя II, Малозимняя, Южно-Зимняя, Мало-Тюмская, северная часть Северо-Тюмской, Усть-Демьянская.

Структуры Зимняя I, Зимняя II и Малозимняя входят в контур нефтеносности пласта АС102 Зимнего месторождения. Структуры Зимняя I, Зимняя II относятся к разряду подготовленных, а остальные — к выявленным.

2.3 Нефтегазоносность Зимнее нефтяное месторождение входит во Фроловскую нефтегазоносную область, Уватский нефтегазоносный район (рисунок 4). Он расположен частично на территории ХМАО. На его территории выделяется 2 вала: Ендырский и Зимний, осложняющие Ханты-Мансийскую впадину. В районе открыто 6 месторождений нефти.

Особенностью осадочного чехла является:

1) — развитие верхней и частично средней юры только в глинистых фациях;

2) — неповсеместное развитие нижнеюрских отложений;

3) — в неокомских отложениях прослеживаются клиноформы, связанные с формированием пластов АС12, АС11, АС10 .

Основной продуктивный комплекс-неокомский — клиноформный, в нем открыты залежи в пластах АС12, АС11, АС10. Мощность осадочного чехла 3,1−3,3 км, этаж нефтеносности около 500 м, глубина залегания залежей 2350−2800 м. Продуктивные пласты имеют сложное строение, неоднородны, преобладают коллекторы Vкласса. Залежи малодебитные. Нефти средней плотности, малои среднесернистые, мало-, среднепарафинистые.

Доюрский нефтегазоносный комплекс Образования фундамента подразделяются на два структурно-тектонических этажа: нижний — собственно складчатый фундамент, сложенный породами, прошедшими геосинклинальный этап развития, и верхний, сложенный эффузивными и эффузивно-осадочными породами, накопившимися в условиях параплатформенного режима.

Гетерогенный доюрский фундамент в данном районе и на соседних площадях мало изучен и требует дальнейшего исследования.

Рисунок 4 — Выкопировка из схемы нефтегазогеологического районирования (2003 г.)

Прогнозные резервуары приурочены преимущественно к кремнисто-карбонатным (чаще всего рифогенным) отложениям палеозоя. Типы коллекторов в отложениях палеозоя трещинно-порово-кавернозные и порово-трещинные, особенно в очагах тектонической нарушенности и метасоматической доломитизации органогенно-обломочных известняков и вторичных доломитов.

В разрезе мезозоя по результатам комплексного анализа результатов пробуренных скважин соседних площадей и особенностей волновой картины на временных разрезах выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский, неокомский (в т.ч. ачимовский) и апт-альб-сеноманский. Комплексы отделены друг от друга глинистыми покрышками различной значимости и протяженности.

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс залегает в основании платформенного чехла и представлен породами прибрежно-морского и морского генезиса, объединенного в шеркалинскую свиту.

Коллекторы нижней юры, перспективность которых связана с базальными пластами Ю10−11, формировались в условиях мелководно-морского замкнутого бассейна с изрезанной береговой линией.

Промышленная продуктивность рассматриваемых отложений установлена в Красноленинском районе (Талинское месторождение), где нефтеносными являются пласты Ю10-Ю11шеркалинской свиты. Признаки нефтегазоносности отмечены на Северо-Демьянской (скв. 7 и 11) и Демьянской (скв. 20) площадях, где шеркалинскаясвита испытывалась совместно с тюменской свитой, открытым забоем, при этом был получен приток нефти с водой дебитом от 0,7 до 0,94 м³/сут. На склонах поднятий нижнеюрские отложения выпадают из разреза за счет последовательного выклинивания нижних горизонтов, в результате чего формируются ловушки выклинивания, или стратиграфические ловушки, ограниченные размывом снизу. Ловушки такого (Талинского) типа очень характерны для юрских отложений — шнурковые, полосовидные, козырьковые литологические и структурно-литологические.

Перспективными являются и отложения пластов Ю10−11 на опущенных участках, которые оставались замкнутыми ловушками не только в юрское время, но и в течение всего юрско-палеогенового периода. На этих поднятиях ожидается открытие залежей структурного типа, но, возможно, осложненных как литологическими, так и тектоническими экранами.

Отложения пласта Ю10 распространены значительно шире пластов Ю11. Верхняя часть пласта Ю10 и перекрывающие её аргиллиты радомской пачки формировались в условиях кратковременной трансгрессии моря с севера.

Обычно к нижнеюрским отложениям могут быть приурочены зоны постседиментационного разуплотнения пород с улучшенными ФЭС, которые могут служить ловушками углеводородов.

Таким образом, нефтегазоносность нижнеюрского комплекса, на рассматриваемой территории, вероятнее всего, связывается со структурно-стратиграфическими ловушками, вместе с тем не исключена возможность их обнаружения в ловушках структурного типа.

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс представлен, в основном, континентальными, реже мелководно-морскими отложениями тюменской свиты, коллекторы которой фациально не выдержаны и отличаются резкой литологической изменчивостью.

Нефтепоисковый интерес представляют пласты Ю2−4, приуроченные к кровле комплекса. Промышленнаянефтегазоносность пластов Ю2−4 доказана на Вареягском, Северо-Вайском, Северо-Демьянском, Кальчинском, Радонежском, Пихтовом месторождениях.

На Северо-Демьянском месторождении открыто две залежи нефти в пластах Ю2−4 на глубинах 2900−2950 м. Залежь нефти пласта Ю2−4 низкодебитная. Максимальный приток нефти пласта Ю2−4- 3,3 м³/сут на 2 мм штуцере в скважине №³. В других скважинах притоки нефти не превышают 0,1−1,0 м³/сут. Коллекторы представлены тонким переслаиванием песчано-алевритовых и углисто-глинистых пород, с открытой пористостью от 3,3 до 15,1%, проницаемостью от 0,04 до 0,266 мД.

На Кальчинском месторождении залежь пласта Ю3−4 находится в промышленной эксплуатации, дебиты нефти составляют 27,6 м³/сут на 6 мм штуцере (скв. 61).

На Северо-Вайском месторождении при испытании скважины № 38 из отложений пласта Ю2−4 в интервале 2772−2790 м получен непереливающий приток нефти дебитом 6,23 м³/сут при СДУ=2100 м.

На Пограничном участке в скважине № 4 из пласта Ю3 и при совместном испытании из пласта Ю2−3 получены притоки нефти дебитами соответственно, 7,0 м³/сут при СДУ=1035 м и 14,6 м³/сут при СДУ= 989 м.

В связи с открытием нефтяных залежей на соседних месторождениях перспективность структурных ловушек значительно повышается, для опоискования которых и проектируются поисково-оценочные скважины.

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс

Комплекс связан с пластом Ю0баженовской свиты, продуктивность которой установлена на Ендырской площади, где при испытании скважины № 9 получен приток нефти дебитом 5,6 м³/сут при СДУ=1006 м. Потенциально продуктивными эти отложения являются и на Северо-Демьянской площади, что основывается на данных интерпретации ГИС, кернового материала и испытания скважины № 8-Р, в которой при испытании отложений баженовской свиты получен приток нефти дебитом 3,2 м³/сут на штуцере 2 мм.

Непромышленный приток нефти получен на Среднедемьянской площади, в пределах Уватской зоны, где при испытании скважины № 10 среднесуточный дебит нефти составил 0,35 м³/сут при СДУ=1328 м.

На Радонежском месторождении открыта залежь нефти в пласте Ю0, где при испытании интервала 2760−2783 м из отложений пласта Ю0 получен приток нефти дебитом 24,5 м³/сут при СДУ=830 м.

Неокомский нефтегазоносный комплекс

Основные перспективы нефтегазоносности следует связывать с неокомскими отложениями. В их основании залегает ачимовская толща (низы ахской свиты), промышленная нефтегазоносность которой установлена на Кальчинском и Северо-Кальчинском месторождениях, а нефтепроявления отмечены на всех сопредельных площадях. Ачимовская толща на Северо-Демьянской площади представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, известковистых, крепкосцементированных, с алевролитами и аргиллитами. В скважине № 2 маломощные песчаные прослои ачимовской толщи вскрыты в интервале 2729−2838 м. Из интервала 2818,4−2837,7 м поднято 4,7 м песчаников с запахом нефти. Этот интервал был испытан совместно с отложениями баженовской и абалакской свит, где был получен приток слаборазгазированного фильтрата с пленкой нефти дебитом 0,96 м³/сут. На Кальчинском месторождении также установлена нефтеносность ачимовской толщи, где выделяются несколько самостоятельных пластов (линз) в интервалах глубин 2500−2750 м. Это сложно построенная толща осадков ачимовской толщи и ее мощность изменяется в широких пределах от 160 м до полного отсутствия в погруженных участках. Эффективная толщина отдельных пластов достигает 26,8 м. Средняя пористость коллекторов составляет — 17,6%, проницаемость — 9,0 мД, нефтенасыщенность — 53%.

На Северо-Кальчинской площади в скважине № 52 из отложений ачимовской толщи поднят нефтенасыщенный керн и при испытании интервала 2707−2714 м получено около 200 л нефти. Ачимовские отложения на участке работ перспективны для поисков залежей углеводородов пластово-сводового и структурно-литологического типа. На Зимнем месторождении продуктивным является пласт АС102 (АС11) в разрезе которого выявлен литологически экранированный резервуар, характеризующийся невысокими эффективными толщинами коллекторов. При испытании отложений пласта в скважине № 6 был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 5,2 м³/сут на 2 мм штуцере (табл. 2.).

Таблица 2 — Результаты испытания скважин Зимнего месторождения

залежи пласта АС102(АС11)

К пластам АС9-АС12 приурочены залежи нефти на Кондинской группе месторождений, Чапровском, Западно-Эргинском и Приобском месторождениях структурно-литологического и литологическиэ кранированного типа.

В шельфовом пласте АС10 на территории Пограничного участка открыта нефтяная залежь.

2.3.1 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Результаты, полученные при лабораторных исследованиях флюидов, приведены в таблицах 3−5. Всего исследовано пять поверхностных (скв. 6Р, 12Р, 14Р, 25Р) и семь глубинных проб нефти (скв.12Р, 25Р) и одна проба пластовой воды (скв.14Р).

Нефти, отобранные из скв. 6Р, 12Р, 14Р, по своей характеристике сходны между собой. Они тяжелые, плотность варьирует в диапазоне значений 0,869−0,886 г/см³, с тенденцией снижения параметра в гипсометрически более высоких скважинах (скв. 12Р).

По другим показателям нефти относятся к категории средневязких (23,43−69,63 мм²/с), высокосернистых (до 2,37%), смолистых (до 13,15%), малопарафиновых и парафиновых (от 0,91 до 2,49%). Доля легких фракций, выкипающих до 300єС, колеблется в пределах 30−38%, температура начала кипения 82−100єС. По групповому углеводородному составу нефть относится к метановым, с содержанием метановых УВ 68%, на долю ароматических УВ приходится 21%, нафтеновых — 11%.

Основные показатели нефти в пластовых условиях следующие (скв.12Р): динамическая вязкость — 3,84 МПаЧс, плотность — 0,854 г/см³, молекулярный вес — 185 г/моль; в компонентном составе присутствует метан в количестве 22,8%, остаток составляет 68,1%.

Нефть недонасыщена газом. Давление насыщения не более 9,0 МПа. Газосодержание по способу ступенчатого разгазирования в среднем составляет 33,69 м³/т. Растворенный газ относится к категории полужирных (суммарная концентрация С2+в 6,63%), низкоазотных (азота — 1,09%), низкоуглекислотных (углекислого газа — 0,46%). Содержание метана — 91,81%. Плотность газа — 0,753 кг/м³, молярная масса — 18 г/моль.

Гипсометрически коллектора скв.25Р залегают ниже относительно других скважин. Однако нефть, отобранная из этой скважины легче, ее плотность составила 0,879 г/см³. По содержанию серы (1,99%) она ближе к сернистым. Из всех проанализированных, проба содержит наименьшее количество смол и асфальтенов (7,62 и 0,47% соответственно).

Таблица 3 — Свойства нефти и пластовой воды пласта АС102 Зимнего месторождения

* - по аналогии с близлежащими площадями Таблица 4 — Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта АС102

По данным разгазирования глубинных проб нефть более газонасыщена, ее газосодержание — 43,99 м³/т (ступенчатая сепарация), давление насыщения соответствует 10,5 МПа. Нефть менее вязкая, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 2,15 МПаЧс, плотность в пластовых условиях — 0,834 г/см³. В компонентном составе пластовой нефти содержание метана достигает 28,05%, в остатке — 58,98%.

Таблица 5 — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти по пласту АС102

Компонентный состав растворенного газа практически такой же, отличия лишь в сотых долях процента.

2.3.2 Сведения о запасах Запасы нефти и растворенного газа по Зимнему месторождению в ГКЗ не утверждались.

Начальные геологические запасы нефти по пласту АС102, числящиеся на государственном балансе РФ по категории С1 составляют 8955 тыс. т, извлекаемые 2686 тыс.т.

Подсчет запасов по двумерной модели произведен по формуле:

Qн (бал.) = F Ч h Ч Кп Ч Кн Ч гн Ч в, где: Qнгеологические запасы нефти, тыс. т;

F — площадь нефтеносности, тыс. м²;

h — средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов, м;

Кп — коэффициент пористости, доли ед.;

Кн — коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

гн — плотность нефти в стандартных условиях, т/м³;

в — пересчетный коэффициент, доли единицы.

Запасы растворенного газа определялись умножением соответствующих запасов нефти на принятое среднее газосодержание (39 м³/т).

2.4 Гидрогеология Зимнее месторождение расположено в южной части Западносибирского артезианского мегабассейна, являющегося мощной гидродинамической системой. Особенностью этой системы является наличие глинистых водоупорных отложений олигоцен-турона (до 700 м), разделяющих разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа и практически полностью исключающих гидродинамическую связь между минерализованными водами мезозойских отложений и пресными водами кайнозойских отложений.

Нижний гидрогеологический этаж Включает отложения сеноман-юрского возраста и обводненные породы верхней части доюрского фундамента. В составе нижнего этажа выделено четыре гидрогеологических комплекса: палеозойский, юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский. Комплексы отличаются источниками питания и водообмена, составом и минерализацией подземных вод и газов, температурным режимом.

Палеозойский водоносный комплекс представлен трещиновато-поровой зоной фундамента, вулканогенно-осадочными образованиями туринской серии. Его гидрогеологические условия изучены крайне слабо, в ряде случаев верхние зоны палеозоя испытывались совместно с низами юрских отложений. В отличие от вышележащих комплексов отложения палеозоя полностью консолидированы и утратили свою первичную пористость. Поэтому гидрогеологическая структура комплекса сформировалась в связи с образованием вторичной трещиноватости, выветривания и в результате последующих тектонических напряжений, т. е. сформировалась водонапорная система трещинных и трещиновато-жильных вод с очень сложной гидравлической взаимосвязью. Характерна значительная гидравлическая разобщенность отдельных водоносных зон, отмечается тенденция уменьшения водообильности пород палеозоя по мере удаления от обрамления. При совместном испытании палеозойских и шеркалинских отложений в интервале 3132−3144 м (скв.80 Южно-Ярокская площадь) получено пластовой воды с ФБР 1,4 м³/сут при СДУ=975 м. При испытании КИИ интервала 3100−3200 м (скв.50 Тюмская площадь) притока не получено. Воды комплекса, по классификации В. А. Сулина, относятся к хлоридно-кальциевому типу с минерализацией, равной 24,7−29,3 г/л, и имеют место повышенные содержания йода и брома. Пластовые давления несколько выше гидростатических, ожидаемые пластовые температуры до +135°С. Газонасыщенность пластовых вод и состав газов закономерно изменяются по мере погружения комплекса. Величина газонасыщенности изменяется от сотых долей до 2 м³/м³ и более. Газы метанового состава.

Юрский водоносный комплекс слагается водопроницаемыми отложениями шеркалинской, тюменской, абалакской и баженовской свит общей толщиной до 200 м, которая увеличивается в северном направлении. Комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Открытая пористость водоносных пород составляет 10−15%, проницаемость не превышает нескольких миллидарси. Невысокие коллекторские свойства пород, слагающих данный комплекс, обуславливают слабые притоки пластовых вод. По В. А. Сулину, воды комплекса хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. Величина минерализации изменяется от 16,5 до 26,0 г/л. Основными солеобразующими компонентами подземных вод являются ионы хлора (77−99%-экв) и натрия с калием (92−99%-экв). Кальция содержится 0,3−5,6%-экв, магния — до 3%-экв, гидрокарбоната — 1−22%-экв. Из микрокомпонентов присутствуют: йод, бор, бром, фтор, из которых только содержание йода по классификации является промышленным. Нафтеновые кислоты либо не обнаружены, либо определены в незначительном количестве. Пластовые давления достигают 26,0 МПа. Пластовые температуры лежат в пределах значений +80 — +120°С.Подземные воды насыщены растворенным газом метанового и азотно-метанового состава. Содержание метана достигает 98,0%, азота — 1,46−35,87%, гомологов метана (в сумме) — до 3,06%. Газосодержание составляет 0,5−2,5 м³/м³. Перекрывается юрский водоносный комплекс глинистыми отложениями подачимовской пачки общей мощностью до 20 м.

Неокомский водоносный комплекс включает в себя водоносные отложения ахской и черкашинской свит, представленные частым чередованием песчаников и алевролитов часто известковистых и аргиллитов плотных. Наибольшую толщину комплекс имеет в центральной части ЗСМБ, достигая 800 м, резко замещается в западном направлении и расчленяется на отдельные пачки (пласты) в восточном. Снизу вверх в комплексе выделяются водоносные горизонты ачимовской толщи и водоносные горизонты пластов групп АС и БС суммарной мощностью до 500 м. Пористость отложений 17−25%, проницаемость — от первых десятков до первых сотен мД. В связи с этим водообильность отложений комплекса различна: от 1,4 м³/сут при Р=7,5 МПа до 622,0 м³/сут при переливах. Водоносные горизонты ачимовской толщи включает в себя несколько проницаемых линзовидных песчаных тел. По В. А. Сулину, воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией от 12,5 до 15,9 г/л. Основными солеобразующими компонентами подземных вод являются ионы хлора (75−95%-экв) и натрия с калием (93−98%-экв). Кальция содержится 1−6%-экв, магния — до 2%-экв, гидрокарбоната — 5−25%-экв. Из микрокомпонентов присутствуют: йод, бор, бром, фтор, из которых только содержание йода, достигающее 28 мг/л, считается промышленным. Газы, растворенные в воде, метанового и азотно-метанового состава с содержанием метана до 89,60%. Ожидаемые пластовые температуры +80 — +89°С. Воды пластов групп АС и БС, по В. А. Сулину, гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией до 18,8 г/л. Газосодержание колеблется в пределах: для пласта АС4 — 0,3−0,9 м³/м³; для пластов АС5-АС9 — 1,02−1,25 м³/м³; для пласта АС10 отмечается повышенное газосодержание (интервал опробования 2045;2048 м) — 3,02 м³/м³. Следует также отметить и более высокую водообильность пластов группы АС. Пластовые температуры для нижней группы пластов составляют от +70°С до +73°С. Газ, растворенный в воде, метанового состава (метана до 93,69%, азота до 10,60%). Максимальное содержание этана достигает 14,64%, пропана — 5,85%. Перекрывается неокомский водоносный комплекс выдержанной по простиранию толщей аргиллитов алымской свиты.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс района включает в себя отложения викуловской, ханты-мансийской и уватской свит, представленных песками, песчаниками, алевролитами с прослоями глин (открытая пористость пород до 30%, проницаемость — десятки-сотни мД), хорошо выдержанных по площади и довольно однородных в пределах участка. Толщина комплекса до 700 м. Опробование проводилось на соседних площадях, дебиты достигают 300 м³/сут. Ожидаемые пластовые температуры до +50°С. Воды хлоридно-кальциевого типа (по В.А. Сулину) с минерализацией 11,1−13,0 г/л. Здесь, как и в нижележащем комплексе, 89−99% солевых компонентов приходится на ионы хлора и натрия с калием. Из микрокомпонентов присутствуют йод — до 22,5 мг/л, бром — до 66,3 мг/л, бор — до 50 мг/л, фтор — 0,3 мг/л. Газ, растворенный в воде, метанового состава, т.к. метана содержится до 96,28%, азота — до 0,13%, этана — до 0,22%, пропана — до 0,01%.Воды отличаются малой коррозионной способностью вследствие отсутствия в них сероводорода и кислорода, низкой газонасыщенностью, давлением насыщения — 5,0 МПа. Водоупором комплекса является мощная (порядка 700 м) толща преимущественно глинистых пород верхнемелового и палеогенового возраста, объединенная в турон-олигоценовый водоупорный комплекс.

Верхний гидрогеологический этаж Приурочен к отложениям олигоцен-четвертичного возраста, представлен песчано-алевритовыми и глинистыми отложениями и характеризуется свободным водообменом. Особенностью этого комплекса является наличие инфильтрации атмосферных осадков, что служит главным фактором в формировании солевого и газового состава этого комплекса. В гидродинамическом отношении комплекс образует единую водонасыщенную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой гидравлически связаны между собой и с поверхностными водами озёр, болот и рек. В комплексе выделяются: атлым-новомихайловский водоносный горизонт и водоносные горизонты четвертичных и современных отложений (общей мощностью до 200 м), которые представляют практический интерес для хозяйственно-питьевого водоснабжения буровой. Воды атлым-новомихайловского водоносного горизонта по результатам бурения колонковых скважин напорные, пресные с минерализацией от 0,12 до 1,0 г/л, гидрокарбонатно-натриевые и гидрокарбонатно-натриево-магниевые, мягкие (общая жесткость 1,21−5,38 мг-экв/л), от слабокислых до слабощелочных (рН=6,6−8,0). Водообильность горизонта высокая. Температура вод от +1 до +5°С.

Водоносные горизонты четвертичных и современных отложений приурочены к аллювиальным отложениям (пескам и супесям). Воды безнапорные, уклон группового потока совпадает с уклоном речных долин. Водообильность горизонтов высокая. Воды ультрапресные и пресные с минерализацией 0,02−0,25 мг/л, гидрокарбонатно-кальциево-магниевые.

3. Общие сведения об установках погружных электроцентробежных насосов

3.1 Установка погружного электроцентробежного насоса Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти предназначены для эксплуатации 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 5. Принципиальная схема УЭЦН

1 — автотрансформатор; 2 — станция управления; 3 — кабельный барабан; 4 — оборудование устья скважины; 5 — колонна НКТ; 6 — бронированный электрический кабель; 7 — зажимы для кабеля; 8 — погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 — приемная сетка насоса; 10 -обратный клапан; 11 -сливной клапан; 12 -узел гидрозащиты (протектор); 13 — погружной электродвигатель; 14 — компенсатор.

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.

Электроэнергия от промысловой сети 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. Выше насоса установлен обратный клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250−300 м, а иногда до 600 м.

Для привода ЭЦН применяют асинхронные двигатели трехфазного тока с короткозамкнутыми роторами в герметичном исполнении, маслозаполненные.

Для предохранения электродвигателя от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсации изменения объема масла в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через неплотности служит гидрозащита. Гидрозащита включает в себя протектор и компенсатор.

Электроэнергия подводится к погружному двигателю по специальному трехжильному кабелю. Сечение токопроводящих жил кабеля выбирают в зависимости от мощности погружного электродвигателя и глубины его спуска.

Для подержания необходимого напряжения на зажиме погружного электродвигателя при изменениях потерь напряжения в кабеле и других элементах питающей сети, а также для возможности питания ПЭД с различными номинальными напряжениями при стандартных напряжениях промысловых сетей применяются автотрансформаторы и трансформаторы.

Управление и защита электродвигателей погружных центробежных насосов осуществляется с помощью комплекса аппаратуры, смонтированной в станции управления. Станция управления с помощью специального переключателя дает возможность установить три режима работы управления: ручной, автоматический и программный.

Основными параметрами центробежных насосов являются его подача (в м³/сут) и развиваемый напор (в м). Величина напора характеризует высоту, на которую жидкость может быть поднята данным насосом. Напор насоса и его подача взаимозависимые величины: чем выше развиваемый напор, тем ниже его подача. В паспортных данных насоса обычно указывается значения напора насоса и его подачи при максимальном к.п.д. установки.

3.2 Преимущества и недостатки УЭЦН по сравнению с ШСНУ На сегодняшний день основной фонд добывающих скважин механизирован и состоит практически из двух видов насосных установок: ШСНУ и УЭЦН.

Установка глубинного штангового насоса состоит из плунжерного насоса, насосных труб, штанг и станка-качалки с электродвигателем, редуктором, устройством преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное движение балансира.

Глубинный штанговый насос располагают в скважине на определенной глубине ниже уровня жидкости. Привод насоса устанавливают на поверхности у устья скважины. Движение плунжера осуществляется посредством штанг, свинченных между собою и пропущенным внутри колонны НКТ.

При работе электродвигателя его вращательное движение передается при помощи кривошипа и шатуна балансиру станка-качалки, который совершает возвратно-поступательное движение. Число качаний колеблется от 5 до 15 в минуту. Подача насоса зависит от длины хода, диаметра и числа двойных ходов плунжера.

Это простое в конструктивном исполнении устройство стало самым распространенным способом механической добычи нефти.

Однако, несмотря на относительную простоту конструкции и широкое применение в нефтедобывающей промышленности, установки глубинных штанговых насосов имеют много недостатков. Основным их недостатком является наличие механической связи между станком-качалкой и насосом в виде длинной колонны штанг, которая, не обладая достаточной прочностью и ограничивая передаваемую насосу мощность, снижает надежность и межремонтный срок работы установки и скважины. Под действием знакопеременных нагрузок, возрастающих с увеличением глубины подвески насоса и отбора жидкости, часто происходит аварии в результате обрыва и отвинчивания (отворота) штанг.

Другие недостатки данного способа эксплуатации:

ограниченная производительность;

большая металлоемкость, громоздкость;

наличие вращающихся и движущихся частей на поверхности;

неполная герметизация устья скважины.

Значительно усложняются условия механизированной добычи нефти в связи с ростом обводненности пластов и форсированными отборами жидкости.

Из приведенных выше описаний следует, что скважины, оборудованные УЭЦН, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубинонасосными установками.

Во-первых, погружной электродвигатель, расположенный в скважине, передает насосу более высокую мощность, и как следствие, установки электроцентробежных насосов более производительны и могут осуществлять подъем жидкости с больших глубин, чем установки штангового скважинного насоса.

Во-вторых, на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громоздкие металлоемкие станки-качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию в любой период года без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяжелого оборудования. Наземное оборудование, ввиду его малых габаритов, небольшого веса и наличия защитных кожухов, в зависимости от климатических условий может быть установлено непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке.

В-третьих, при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа.

В-четвертых, простота монтажа установки. Спуск насоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины проста и занимает по нормам времени не более 2−3 ч.

Характерной особенностью установок электроцентробежных насосов является простота обслуживания, экономичность и относительно большой межремонтный период их работы, возможность автоматизации процесса управления электронасосом.

Но установки электроцентробежных насосов обладают и серьезными недостатками:

существенное снижение эффективности их работы при откачке высоковязких жидкостей и водонефтяных эмульсий, а также при повышенном содержании в продукции скважины свободного газа;

размещение погружного электродвигателя в скважине предъявляет высокие требования к надежности гидрозащиты;

наличие длинного кабеля, помещенного в агрессивную среду, предъявляет высокие требования к его изоляции;

ограничение области применения УЭЦН температурой откачиваемой продукции;

сложность погружного оборудования, и как следствие высокая стоимость приобретения и ремонта;

высокие требования по подбору типоразмера и выводу на режим установки.

3.3 Оптимальные условия эксплуатации УЭЦН Содержание воды в добываемой продукции не более 99%.

Содержание механических примесей не более:

для насосов обычного исполнения — 0,1 г/л;

для насосов износостойкого исполнения — 0,5 г/л.

Содержание сероводорода не более:

для насосов обычного исполнения — 0,01 г/л;

для насосов износостойкого исполнения — 1,25 г/л.

Максимальное объемное содержание газа на приеме насоса не более:

для установок без газосепаратора — 25%;

для установок с газосепаратором — 55%.

Микротвердость частиц не более 5 баллов по Моосу.

Водородный показатель для насосов коррозионностойкого исполнения 6−8,5.

Температура перекачиваемой жидкости не более 90 0С.

Минимальное допустимое снижение изоляции системы «кабель-ПЭД» — 0,03 МОм.

Темп набора кривизны не более:

в зоне прохождения УЭЦН — 12 '/м;

в зоне работы УЭЦН — 18 '/ м.

Зенитный угол в зоне работы УЭЦН не более — 400.

Выводы:

Установки погружного электроцентробежного насоса можно использовать для добычи большого количества жидкости из самых глубоких и наклонно направленных скважин, где нельзя установить другое оборудование. Применение УЭЦН не требует каких-либо сооружений или фундаментов и позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любых районах в любое время года. УЭЦН не требует постоянного ухода и наблюдения за работой. Добыча жидкости скважинами, оборудованными УЭЦН, обходится значительно дешевле, межремонтный период работы этих скважин больше по сравнению с другими видами механизированной добычи.

4. Расчетная часть

4.1 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

Для выбора типоразмера установки погружного центробежного насоса и глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции.

Составляем таблицу исходных данных.

Таблица 6 — Основные параметра пласта, скважины и скважинной продукции.

1. Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости, по уравнению (94) [2]:

Рзаб = Рпл — 86 400* (МПа)

2. Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую Р (Lэк) изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах от Рзаб до Рл, где Рл — давление в выкидной линии скважины, и кривую bг (Lэк) изменения объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной колонны в пределах того интервала давлений.

3. Разбиваем интервал давлений Рзаб — Рл на 6 ступений, руководствуясь следующими рекомендациями: если Рзаб > Рнас, то за первую ступень берем разность

DР1 = Рзаб — Рнас, за DР2, DР3 и т. д. принимаем постепенно уменьшающиеся значения перепада давления. Для заданных значений исходных параметров берем следующий ряд ступений давления в МПа:

DР1 = Рзаб — Рнас = 18,66 — 11,8 = 6,66;

DР2 = 2,5; DР3 = 1,0; DР4 =0,75;DР5 =0,5 и DР6 =0,25.

4. Вычисляем значения среднего абсолютного давления для каждой ступени по уравнению (95):

;

получаем значения в МПа: Рср1=15,33;

Рср2= 10,75; Рср3= 9,0; Рср4= 8,13; Рср5= 7,50; Рср6 = 7,13.

5. Вычисляем длины участков DLi (i = 1,2…6) эксплуатационной колонны, соответствующие 1-й, 2-й и т. д. ступеням давления, по формуле (92). При расчете DL1 учитываем, что Рср1 > Рнас, поэтому jг = 0. Расчет DL1 ведем в следующем порядке:

находим по формуле (12) среднюю плотность нефти rн1:

(кг/м³);

находим значение bн1 по формуле (11):

вычисляем bвж1 по (70):

вычисляем среднюю скорость смеси по (17) и (80), учитывая, что Qг = 0, bв = 1,

S=/4*Dэк2 = 3,14 / 4 *0,1522=0,0181 (м²):

wсм. 1 = 0,0015*[1,16*(1−0,30)+0,30] / 0,0181 = 0,097 (м/с);

вычисляем по (23) значение первой критической скорости wкр1 потока, учитывая, что Dг =Dэк =0,152 м:

(м/c);

определяем тип и структуру смеси. Так как bвж1=0,270 < 0,5 и wсм1

находим в первом приближении длину участка эксплуатационной колонны DL1, соответствующую перепаду давления DР1 по (92), приняв приближенно jв1= bвж1,

jн1= 1-bвж1, rв1 = rвсу = 1011 кг/м3 ;jн1= 1-bвж1 = 1 — 0,270 = 0,73,

(м);

вычисляем расстояние по оси скважины от ее устья до середины первого участка по формуле (96) [2]:

(м);

вычисляем среднюю температуру потока на глубине L1 по (63) [2]:

вычисляем по (33) поверхностное натяжение sнв между нефтью и попутной водой, определив предварительно значения sвг по (34) и sнг по (35) при Р=Рср1=15,33 МПа и Т=345 К:

вычисляем истинную долю внутренней фазы (нефти) в потоке по (27), полагая, что rв1 = rвсу и что, согласно (17), w пр. н1=Qжсу*(1-bвсу)/S:

вычисляем истинную долю воды в потоке по (29): jв1 = 1- jн1= 1- 0,397=0,603;

вычисляем по (92), пренебрегая членом с lсмi, значение DL1 во втором приближении:

Переходим к расчету значения DL2. Поскольку Рср2 = 10,75 < Рнас, на участке DL2 колонны в отличие от участка DL1 течет газожидкостная смесь, поэтому jг2 > 0 и значение его надо определить.

находим, как и при расчете DL1, значения: rн2= 663 кг/ м³; bн2= 1,15; bвж2 = 0,273;

вычисляем объемные расходы нефти и воды:

Qн2=0,0015* *(1−0,30)*1,15= = 0,127 м³/с;

QВ2=0,03*0,0015 = 0,47 м³/с

— величина, неизменная вдоль ствола скважины, поскольку приближенно можно принять bв=1;

вычисляем средние значения приведенных скоростей нефти и воды:

wН2 =0,127/0,0181=0,0705 (м/с);

wВ2 =0,47 / 0,0181 = 0,0261 (м/с);

вычисляем приближенно длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую DР2, положив rн2= 663 кг/ м³; rв2= 1011 кг/ м³; jг 2 = 0, jн2 = jн1 = 0,397, jв2 = jв1 = 0,603:

;

вычисляем расстояние L2 от устья до середины второго участка колонны по (96):

(м);

вычисляем среднюю температуру потока на глубине L2 по (63) [2]:

;

вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа, для чего находим сначала по (57), (61), (59), (60) [2]:

По Рпр2 и Тпр2 выбираем из (58) выражение для расчета коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подстав в него значения Рпр2, Тпр2, находим:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

а по (58) — значение z2:

Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение участка DL2 по (79), положив Кс=0, Кфн=Кфв=1, приравняв 0 слагаемое с сомножителем aг, поскольку bвсу Ј 0,65, и подставив вместо Гн его выражение из (10):

вычисляем значение приведенной скорости газа:

wпр.г2= 0,707/0,0181=0,004 м/с;

вычисляем скорость смеси по (17):

wсм = Swпр. ф = 0,004+0,0697+0,0261=0,0998 м/с;

находим значение первой критической скорости wкр1:

(м/c);

определяем тип структуры смеси по таблице 2. Так как bвж2 < 0,5 и wсм2< wкр1, смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет пузырьково-капельную структуру;

вычисляем значения поверхностного натяжения между фазами:

вычисляем вязкость внешней фазы (воды) потока по (39):

вычисляем истинную долю газа в смеси приняв в (36) sжг = sвг2,

mж = mв2, поскольку поток трехфазный типа (Н+Г)/В капельно-пузырьковой структуры:

где sвг = 0,068 и mв= 0,0011,

Тогда вычисляем истинную долю нефти в жидкости трехфазного потока по (27), поскольку внутренней фазой из двух жидкостей является нефть:

находим долю воды в жидкой части потока по (29):

jв2 = 1- jн2= 1- 0,443=0,557;

вычисляем истинное водосодержание по (43) в водонефтегазовом потоке:

jв = jвж*(1-jг) = 0,557*(1−0,013) = 0,550;

jн = jнж*(1-jг) = 0,443*(1−0,013) = 0,437;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

0,013 + 0,437 + 0,550 = 1,000;

вычисляем значение плотности попутного газа при Рср2, Т2 по (56):

;

вычисляем длину второго участка эксплуатационной колонны по (92):

вычисляем объемную расходную долю попутного газа в потоке на участке 2 эксплуатационной колонны по (22):

Далее вычисляем значения DL3… DL6 и bг3… bг6 аналогично вычислению DL2 и bг2

Результаты расчетов кривых Р (Lэк) и bг (Lэк) представлены в приложении 1, в которой: — давление в верхнем сечении i-го участка эксплуатационной колонны.; - расстояние от устья до верхнего сечения i-го участка колонны по ее длине; Lb=0 — расстояние от устья до середины участка, где bг=0; Lbi — расстояние от устья до середины i-го участка, где bг>0.

По значениям Рi, Lpi из приложения 1 строим зависимость Р (Lэк) — линия 1 на рисунке 1, а по значениям bгi, Lb=0 и Lpi строим зависимость bг (Lэк) — линия 2 на том же рисунке.

Задаемся значением объемного расходного газосодержания у входа в насос в пределах 0,15…0,25, т.к. всу< 0,5 и определяем по кривой 2 рисунка 1 расстояние Lн от устья скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание равно принятой величине, а по кривой 1 — давление у входа в насос в стволе скважины на найденной глубине. Пусть гвх = 0,15. Тогда Lн = 1050 м и Рвх = 5,5 МПа.

Вычисляем обводненность жидкости у входа в насос, найдя предварительно значение объемного коэффициента нефти при Рвх = 5,5 МПа:

6. Проверяем, выполняется ли неравенство (93) то есть условие бескавитационной работы насоса. Для этого вычисляем по (93) значение (гвх)н, поскольку ввх< 0.5 и газожидкостная смесь относится к типу (Г+В)/Н:

сопоставляем найденное значение с гвх = 0,277. Так как (гвх)н >гвх, приходим к заключению, что насос в скважине не будет кавитировать и газосепаратор перед насосом ставить нет необходимости.

7. Вычисляем по (74) значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине Lн = 1050 м, принимая Кс=0. Так как ввх<0,5, берем wдр. г= 0,02 м/с.

Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,152 м надо использовать насос группы 5А. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, согласно таблице в п. 4.7 [2, стр.28], будет Dсн=0,103 м.

Вычисляем значения приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой его:

Вычисляем значение Кск:

Кс = Кск = 0,186.

8. Вычисляем по (75) действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ, приняв Кфн = Кфв = 1:

методом последовательной итерации находим Рд. нас=10,562 с погрешностью 10−5.

9. Рассчитываем методом сверху низ кривую Р (Lнкт) изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее (Lнкт= 0) до глубины Lн=1050 м, найденной в п. 3.4.

10. Расчет Р (Lнкт) в основном аналогичен расчету кривой Р (Lэк) и отличается от него необходимостью учета потерь давления на преодоление гидравлического трения в НКТ, то есть ведется на базе уравнения (92), но с учетом второго слагаемого в знаменателе его правой части, а также нагрева продукции, поступающей в колонну НКТ, теплом, выделяемым двигателем и насосом УЭЦН.

11. Разбиваем перепад давлений Рд. нас — Ру = 10,562 — 1,5 = 9,62 МПа на 4 ступени:

Р1 = 1,9; Р2 = 2,1; Р3 =2,3; Р4 =2,5 и находим значения среднего давления для каждой ступени: Рср1=2,45; Рср2= 4,45; Рср3= 6,65; Рср4= 9,05.

Вычисляем значения н1 по (12), bн1 по (11) и вж1 по (70) для 1-го участка колонны НКТ, примыкающего к устью скважины:

— вычисляем средние значения объемных расходов и приведенных скоростей нефти и воды для 1-го участка НКТ:

Qн2=0,0015*(1−0,30)*1,12 = 0,118 м³/с; QВ2=0,3*0,0015 = 0,45 м³/с

wН2 =0,114 / 0,3 018 =0,377 (м/с); wВ2 =0,45/ 0,3 018 =0,0149 (м/с);

— вычисляем приближенно длину первого участка колонны НКТ, соответствующего перепаду Р1, положив н1 =757 кг/м3; в1=1011 кг/м³, вж1=0,276, bн1 = 1-вж1 = 1−0,276 = 0,724; wг1 = 0, wсм1 = 0, то есть допустив, что колонна НКТ на первом участке заполнена неподвижной смесью нефти и воды с водосодержанием вж1=0,276. Подставляем перечисленные данные в (92) и получаем:

вычисляем расстояние от устья до середины участка L1:

Определяем приращение температуры потока продукции за счет нагрева ее теплом двигателя и насоса по (67). Для этого предварительно оцениваем значения входящих в (67) величин Н, Сср, д, н, а также вжн и жн, используемых при вычислении Н.

Находим приближенно водосодержание в насосе по (70) при bн = bн. нас:

Вычисляем приближенно напор насоса при работе его в скважине по (68):

вычисляем приближенно среднюю теплоемкость жидкости в насосе по (71):

где Снсредняя теплоемкость нефти, равная 2000 Дж/(кг*К), Свсу — средняя теплоемкость пластовой воды, равная 4380 Дж/(кг*К).

Значение д принимают равным номинальному КПД двигателя, который должен быть спущен в скважину вместе с насосом (двигатели диаметром 117 мм, комплектуемые с насосами группы 5А, имеют д= 0,81.

Для оценки значения КПД насоса при работе в скважине сначала определяем значение номинального КПД насоса группы 5А, номинальная подача которого не меньше (равна или несколько больше) среднего расхода продукции через насос, равного приближенно величине:

Qжн =130*(1,103*120,0199*(1−0,27)+1*0,27) = 145,1 м³/сут.

Из справочника находим ближайшую по подаче установку группы 5А — ЭЦН5А — 250 с КПД насоса 0,6. Затем находим приближенно кажущуюся вязкость продукции в насосе. Для этого сначала определяем приближенно вязкость нефти в насосе, являющейся внешней фазой проходящей через него продукции, при температуре пласта по (13):

Па*с, Но поскольку температура продукции в насосе ниже Тпл и равна приближенно температуре в стволе скважины перед входом в насос:

вносим поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса [2, рисунок 4, стр.22] Вязкость нефти в насосе при Т = 318,75 К будет: нн 0,052 Па*с.

Так как вжн=0,270 <0,5, то значение кажущейся вязкости определяем по (40):

Па*с Находим по (73) значение параметра В, учитывающего влияние вязкости жидкости на КПД насоса:

Так как В< 47 950, КПД насоса при работе в скважине, согласно (72), будет:

Теперь по (67) находим:

Вычисляем по (65) температуру потока в НКТ на середине 1-го участка, то есть на глубине L1 = 120,3 м:

Вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа в НКТ на глубине Lнкт1=120,3 м, аналогично как в п. 1.2.3 [2]:

Находим zу по соответствующей формуле из (50) по Рпр1 и Тпр1:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

а по (58) — значение z2:

Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение 1-го участка колонны НКТ по (79) без слагаемого с сомножителем г (поскольку всу< 0,65), положив Ккф=Кфв=1, Кс=0,186, Рвх=5,5 МПа:

Вычисляем значение приведенной скорости газа, скорости жидкости и скорости ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ:

wпр.г1= 0,0011 / 0,3 018 =0,368 (м/с);

wпр.ж1= 0,391 + 0,2290,149 = 0,540 (м/с);

wсм1 = 0,368 + 0,540 = 0,909 (м/с);

Вычисляем значения 1-й и 2-й критических скоростей потока в среднем сечении 1-го участка:

Определяем по приложению 2 тип и структуру потока нефтеводогазовой смеси через среднее сечение 1-го участка НКТ. Так как вж1< 0,5, wсм1 >wкр2, Рср1> 0,7МПа, смесь относится к типу (В+Г)/Н и имеет эмульсионно-пузырьковую структуру. Вычисляем значение поверхностного натяжения между фазами ГЖС Вычисляем по (13) значение вязкости нефти при Рср1=2,45 МПа и Тпл=357К:

Пересчитываем это значение на Т1=295,1 К по номограмме Льюиса и Сквайрса [2, рисунок 4, стр.22]. Так как снижение температуры нефти Т1 = 357 — 295,1 = 61,9 К, то вязкость нефти при 295,1 К будет н1 = 0,068 Па*с.

Вычисляем значение параметра, А по (42) и (25):

где ,

тогда

Находим кажущуюся вязкость жидкой части ГЖС по (41) т.к. А > 1:

Вычисляем истинное газосодержание г1 по (36):

Вычисляем истинную долю в жидкой части ГЖС на 1-ом участке колонны НКТ по (30) [2], поскольку внешней фазой потока является нефть:

Находим долю нефти в жидкости по (32):

нж1 = 1 — 0,266 = 0,734.

Вычисляем истинное водосодержание по (43) и нефтесодержание по (44) в ГЖС на участке 1:

в = вж*(1-г) = 0,266*(1−0,361) = 0,170;

н = нж*(1-г) = 0,734*(1−0,361) = 0,469;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

0,361 + 0,170 + 0,469 = 1,000.

Вычисляем значение плотности попутного газа при Рср1=2,45 МПа и Т1=295,1 К по (56)

Оцениваем кажущуюся вязкость ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ, принимая ее равной кажущейся вязкости смеси нефти и воды в том же сечении, то есть гжс1=ж1=0,227 (Па*с).

Вычисляем значение числа Рейнольдса потока ГЖС по (48):

Определяем значение см1 по (49), поскольку полученное значение Reсм1 меньше 2000:

Вычисляем значение L1 по (92):

12. Рассчитываем значения L2L4 колонны НКТ аналогично расчету L1 и определяем расстояние по оси скважины от ее устья до сечения НКТ, в котором давление равно Рд.нас. Эта длина оказывается 680,5 м.

13. Определяем длину участка L5 колонны НКТ от сечения, где давление равно Рд. нас, до глубины спуска насоса Lн = 1050 м. L5 = 1050 — 680,5 = 369,5 м.

14. Вычисляем перепад давления на длине L5 НКТ, учитывая, что на этом участке течет водонефтяная смесь, не содержащая свободного газа, г5 = 0, что можно принять: bн5 = bн. нас, н5 = н. нас и что вязкость нефти н5 отличается от вязкости нпл при Тпл. Расчет выполняем аналогично расчету участка L1 эксплуатационной колонны.

Результаты расчетов кривой Р (Lнкт) представлены в приложении 2, в которой Li — расстояние по оси скважины от устья до нижнего сечения i-го участка НКТ; Рi — давление в этом сечении.

15. Строим кривую Р (Lнкт) — линия 3 на рисунка 1 по значениям Рi, Li таблицы 3 и экстраполируем ее в область L > Lн = 1050 м в расчете на возможность спуска насоса в процессе дальнейшего подбора УЭЦН к скважине на глубину, большую 1050 м.

16. Определяем давление в НКТ на выходе из насоса по кривой 3 рисунка 1 и давление Рс, которое требуется для работы системы скважина — УЭЦН с заданным дебитом жидкости:

Рвых = 13,43, тогда Рс = Рвых — Рвх = 13,43 — 5,5 = 7,93 МПа.

17. Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе по (64):

18. Вычисляем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос по (88), принимая Кфн = 0,9; Кфв = 0,1; Рд. нас = 10,562 МПа:

19. Вычисляем по (89) среднеинтегральный расход свободного газа через насос.

Сначала находим значения А, В и zcр в насосе:

Значение zcр определяем по (58) при Тср. н= 299,07 и Рвх = 5,5 МПа и у. отн = 0,996.

Находим zу по соответствующей формуле из (50) по Рпр1 и Тпр1:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

а по (58) — значение z2:

Подставив значения А, В и zср, в (89) получаем:

20. Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос по (85):

Qср = 0,188 + 0,28 = 0,0019 (м3/с).

21. Вычисляем массовый расход через насос по (76):

22. Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе по (90):

23. Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина — УЭЦН с заданным дебитом Qжсу = 0,0015 м³/с по (91):

24. Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе:

.

25. Определяем кажущуюся вязкость жидкости и ГЖС в насосе при Тср. н=299,07 К.

Поскольку вязкость нефти, являющейся внешней фазой продукции в насосе, Тпл=357 К равна 0,0329 Па*с (согласно п. 1.9.1), то при Тср. н=299,07 К, пользуясь графиком Льюиса и Сквайрса, находим нн 0,067 Па*с. Кажущаяся вязкость жидкой части так же как и ГЖС в насосе, будет:

(Па*с);

26. Вычисляем значение коэффициента КQдля учета влияния вязкости на подачу по формуле (97):

и напор по формуле (98):

27. Вычисляем значения подачи и напора, которые должны иметь насос при работе на воде, чтобы расход ГЖС был 0,0019 м³/с, а напор 972 м:

28. Выбираем по Qв, Нвс, Dэк и каталогу типоразмер УЭЦН (шифр установки), насос который удовлетворял бы условия (2), (3). Такой установкой является УЭЦН5А-250−1700 (оптимальная подача насоса 250 м³/сут, номинальный напор 1700 м), так как

и Нвс = 1270,5 1460 — 133,5 =1326,5,

где 133,5 = Н — величина, на которую необходимо переместить по вертикали сверху вниз параллельно самой себе паспортную кривую Н — Q насоса, чтобы получить вероятную напорно-расходную характеристику работы на воде (4).

В комплект выбранной установки, кроме насоса, входят электродвигатель ПЭД90- 117АВ5 номинальной мощностью 90 кВт и допустимой температурой охлаждающей жидкости 70 0С, кабель КПБК 3×16, трансформатор ТМПН-160/3−73У1 и станция управления ШГС5804−49АЗУ1.

29. Определяем вероятное значение КПД насоса при работе на воде с подачей 245,1 м³/сут:

30. Находим КПД выбранного насоса при работе в скважине.

Предварительно оцениваем значение коэффициента К, учитывающего влияние вязкости проходящей через насос продукции на КПД насоса, по формуле:

Так как согласно (73):

То Поэтому КПД насоса, работающего в скважине, будет:

н.см = 0,385 * 0,544 = 0,209;

31. Вычисляем мощность, которую будет потреблять насос при откачке скважинной продукции, по формуле (99):

где Nгс — мощность, потребляемая газосепаратором т.к. его в УЭЦН нет, то надо принять Nгс = 0.

32. Сопоставляем значение Nн из п. 1.25 со значением номинальной мощности штатного двигателя Nдш установки, выбранной в п. 1.22. Если Nдш>Nн и разность N= Nдш — Nн не больше одного шага в ряду номинальных мощностей погружных электродвигателей типа ПЭД, которые могут быть спущены в скважину вместе с выбранным насосом, оставляем штатный. В противном случае берем такой ближайший типоразмер ПЭД, номинальная мощность которого, при прочих равных условиях, не меньше 1,3 Nн, где 1,3 — коэффициент запаса мощности двигателя в расчете на увеличение его ресурса, выработанный практикой эксплуатации УЭЦН:

N = Nдш — Nн = 90 — 65,5 = 24,5 (кВт).

33. Определяем по табл. 6 [2 стр.58] минимально допустимую скорость wохл (м/с) потока в зазоре между стенкой эксплуатационной колонны скважины и корпусом двигателя и вычисляем по формуле (100):

Qохл — минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м³/сут) с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД. Согласно табл.6 [2 стр.58] для ПЭД90 -117АВ5 wохл = 0,75 м/с.

34. Вычисляем глубину спуска насоса, исходя из возможности освоения скважины (в частности, после ее промывки или глушения технологической жидкостью) по формуле (101):

где Нпогр — минимально допустимое погружение (по вертикали) приемной сетки насоса под уровень жидкости в период освоения скважины, м (по рекомендации [2. стр59] принимаем = 100 м). Рмтр — давление в устьевом сечении межтрубного пространства скважины, которое можно принять равным давлению Рл в выкидной линии скважины, увеличенному на 0,1 МПа, т. е. Рмтр Рл + 0,1 = 1,5 + 0,1 = 1,6 МПа; К — коэффициент продуктивности скважины м3/(сут.МПа);; - поправка на уменьшение К вследствие загрязнения призабойной части пласта попавшей в нее технологической жидкостью при промывке или глушении скважины. Ну. осв — расстояние в м (по вертикали) от устья скважины до уровня жидкости в ней в период освоения, определяемое по формуле (102):

Тогда

35. Сопоставляем значения предварительно принятой в п. 1.4 глубины спуска Lн насоса и длины Lосв из п. 1.28. т.к.

Lн / Lосв = 1050 / 1991,3 = 0,52 < 1,

то необходимо увеличить глубину спуска насоса до

Lн = (1+0,02)* Lосв = 1991,3 — 2031,1.

Выбираем Lн = 2000 м.

(Lн / Lосв = 2000 / 1991,3 = 1,004 > 1).

36. Вычисляем напор, который должен располагать подбираемый к скважине насос в период ее освоения при работе с дебитом Qохл из п. 1.27 по формуле (103):

где Нсопр — потеря напора в м на преодоление трения и местных сопротивлений на пути движения жидкости от напорного патрубка насоса до выкидной линии скважины, определяемые по формуле:

Где где тж = 0,0015 Па*с — вязкость технологической жидкости.

Подставляя соответствующие величины в (103), получаем:

37. Определяем по паспортной характеристике насоса его напор НQохл при подаче Qохл и проверяем, выполняется ли условие (104):

где Н — поправка к паспортному напору из п. 38.

По паспортной характеристике насоса ЭЦН5А — 250 -1700 находим НQохл =1950 м, при Qохл = 172,4 м³/сут.

Подставив соответствующие значения в (104), получаем:

то есть типоразмер насоса, выбранный в п. 28 удовлетворяет неравенству (104).

38. Определяем для новой глубины спуска насоса Lн из п. 35 новые значения: Рвх и гвх по Lосв и кривым 1 и 2 рисунка 1; ввх, как п.4; гвх, как в п.5; Кс, как в п.6; Рд. нас, как в п.7; рассчитываем и строим новую кривую Р (Lнкт), как в п.8; находим Рвых и Рс, как в п.9; Тн.ср., как в п. 10, но с учетом уточненного н. ср из п.15; Qжср, как в п.11; Qг. ср, как в п.12; Qср, как п.13; m, как в п.17; см, как в п. 18.

Выполнив соответствующие операции, находим: Рвх = 14,3 МПа; ввх = 0,269; гвх = 0,324; Кс = 0,197; Рд. нас=12,2 МПа; Рвых=22 МПа; Рс = 7,7 МПа; Тн.ср. = 327,7 К; н. ср = 849,2 кг/м³; HС =1110,3 м; Qжср = 0,0020 м³/с; Qг. ср = 0,43 м³/с; Qср = 0,2 043 м³/с; m = 1,438; см = 0,0376 Па*с.

39. Уточняем значения подачи Qв и напора Нвс выбранного ранее насоса при работе его на воде в режиме, соответствующем значению Qср и Нс из п. 26.

Для этого:

39.1. Определяем значение коэффициента быстроходности рабочей ступени выбранного насоса по табл.6* [2 стр.62].

Для насоса ЭЦН5А — 250 — 1700 nS = 167.

39.2. Вычисляем значение модифицированного числа Рейнольдса потока в каналах ступеней центробежного насоса по формуле (105):

где — подача насоса (м³/с) в оптимальном режим работы на воде по паспортной характеристике;

Подставив соответствующие величины, получаем:

39.3. Определяем относительную подачу насоса, где Qв берем из п. 27., а с паспортной характеристик насоса.

.

39.4. Вычисляем значение КH-Q для найденных выше Reц и по формулам (106) и (107):

.

Из полученных двух значений берем наименьшее, а именно КH-Q = 0,909.

39.5. Определяем уточненное значение подачи Qв и напора Нвс при работе насоса на воде, соответствующее Qср:

39.6. Проверяем, удовлетворяют ли найденные в п. 3.33.5. значения Qв и Нвс неравенствам (2) и (3):

; 1222 1700 — 162 = 1538.

Так как упомянутые неравенства удовлетворяются, переходим к п.40

40. Вычисляем значения коэффициента Кдля найденных выше Reц и по формулам (108) и (109):

и берем наименьшее: К = 0,618.

41. Определяем разность между давлением, которое может создать насос с номинальным числом ступений при работе в скважине на установившемся режиме с дебитом Qжсу, то есть при среднеинтегральном расходе скважинной продукции через насос Qср из п. 38 и давлением, достаточным для работы системы скважина — УЭЦН на этом режиме, (МПа), по формуле:

где Нвн = 1700 — 162 = 1538 м; Нвс = 1222 м.

42. Вычисляем значение отношения, Рс из п. 38.:

Т.к. 0,163>0,05, давление, которое насос способен развивать при работе со среднеинтегральной подачей 193,5 м3/сут в скважине, намного превышает требуемое, благодаря чему действительный дебит жидкости из скважины, если не принять необходимых мер, может оказаться существенно больше заданного.

43 Выбираем один из двух возможных способов уменьшения подачи жидкости из скважины подобранным выше насосом до значения QЖСУ: 1) уменьшение числа ступеней в насосе, 2) установку в начале выкидной линии скважины устьевого штуцера.

44. Принимаем решение использовать первый способ. Определяем число ступеней по формуле, которое надо из насоса удалить, чтобы напор насоса с меньшим числом ступеней стал равным напору, требуемому скважиной.

ZН — номинальное число ступеней в насосе. (ZН = 300).

Примечание: При корректировке напора насоса уменьшением числа ступеней, необходимо следить за тем, чтобы напор насоса с уменьшенным числом ступеней, соответствующий подаче QОХЛ = 172,4 м3/сут, по его паспортной характеристике, удовлетворял неравенству после подстановки в него вместо HQОХЛ — H величины:

где HQОХЛ — напор насоса с номинальным числом ступеней по паспортной характеристике при QОХЛ = 172,4 м3/сут;

H — разница между паспортным и вероятными напорами насоса при номинальном числе ступеней ZН = 300;

ZН — номинальное число ступеней в насосе.

Подставив соответствующие величины, получаем:

Подставляя H/QОХЛ, находим:

то есть неравенство удовлетворяется.

45. Определяем мощность на валу насоса при его работе на установившемся режиме системы скважина — УЭЦН для проверки соответствия выбранного в п. 28. или п. 32 погружного электродвигателя уточненным значениям потребляемой насосом мощности.

45.1. Вычисляем мощность, потребляемую насосом при работе системы скважина — УЭЦН в установившемся режиме по формуле (113):

где н — КПД насоса при работе с подачей Qв из п. 1.33.5 по вероятной водяной характеристике, определяемый по формуле (114):

45.2. Сопоставляем значение Nн из п. 3.40.1. со значением номинальной мощности штатного двигателя Nдш:

Таким образом, штатный двигатель ПЭДС — 90−117АВ5, может быть использован для привода насоса 5А — ЭЦН5А — 250.

Таблица 7 — Результаты расчетов к построению кривых Р (Lэк) и г (Lэк)

Таблица 8 — Результаты расчетов к построению кривой Р1 (Lнкт)

Рисунок 6 — График зависимостей Р1 (Lнкт), Р (Lэк) и г (Lэк)

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Защитное заземление Защитное заземление — это преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением.

Цель защитного заземления — снизить до безопасной величины напряжение относительно земли на металлических частях оборудования, которые не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции электроустановок. В результате замыкания на корпус заземленного оборудования снижается напряжение прикосновения и, как следствие, — ток, проходящий через тело человека, при его прикосновении к корпусам.

Применяется также заземление электрооборудования, зданий и сооружений для защиты от действия атмосферного электричества.

Защитное заземление применяется в трехфазных трехпроводных сетях напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью, а в сетях напряжением 1000 В и выше — с любым режимом нейтрали.

Заземляющее устройство — это совокупность заземлителя и заземляющих проводников, соединяющих заземляемые части электроустановки с заземлителем.

Различают естественные и искусственные заземлители.

Для заземляющих устройств в первую очередь должны быть использованы естественные заземлители:

§ водопроводные трубы, проложенные в земле;

§ металлические конструкции зданий и сооружений, имеющие

§ надежное соединение с землей;

§ металлические оболочки кабелей (кроме алюминиевых);

§ обсадные трубы артезианских скважин.

Запрещается в качестве заземлителей использовать трубопроводы с горючими жидкостями и газами, трубы теплотрасс.

Естественные заземлители должны иметь присоединение к заземляющей сети не менее чем в двух разных местах.

В качестве искусственных заземлителей применяют:

§ стальные трубы диаметром 3−5 см, толщиной стенок 3,5 мм,

§ длиной 2−3 м;

§ полосовую сталь толщиной не менее 4 мм;

§ угловую сталь толщиной не менее 4 мм;

§ прутковую сталь диаметром не менее 10 мм, длиной до 10 м и более.

Для искусственных заземлителей в агрессивных почвах (щелочных, кислых и др.), где они подвергаются усиленной коррозии, применяют медь, омедненный или оцинкованный металл.

В качестве искусственных заземлителей нельзя применять алюминиевые оболочки кабелей, а также голые алюминиевые проводники, так как в почве они окисляются, а окись алюминия — это изолятор.

Каждый отдельный проводник, находящийся в контакте с землей, называется одиночным заземлителем, или электродом. Если заземлитель состоит из нескольких электродов, соединенных между собой параллельно, он называется групповым заземлителем.

Для погружения в землю вертикальных электродов предварительно роют траншею глубиной 0,7−0,8 м, после чего забивают трубы или уголки с помощью механизмов. Стальные стержни диаметром 10−12 мм заглубляют в землю с помощью специального приспособления, а более длинные — с помощью вибратора. Верхние концы погруженных в землю вертикальных электродов соединяют стальной полосой методом сварки.

Устройство защитного заземления может быть осуществлено двумя способами: контурным расположением заземляющих проводников и выносным.

При контурном размещении заземлителей обеспечивается выравнивание потенциалов при однофазном замыкании на землю. Кроме того, благодаря взаимному влиянию заземлителей уменьшается напряжение прикосновения и напряжение шага в защищаемой зоне. Выносные заземления этими свойствами не обладают. Зато при выносном способе размещения есть выбор места для заглубления заземлителей.

В помещениях заземляющие проводники следует располагать таким образом, чтобы они были доступны для осмотра и надежно защищены от механических повреждений. На полу помещений заземляющие проводники укладывают в специальные канавки. В помещениях, где возможно выделение едких паров и газов, а также с повышенной влажностью заземляющие проводники прокладывают вдоль стен на скобах в 10 мм от стены.

Каждый корпус электроустановки должен быть присоединен к заземлителю или к заземляющей магистрали с помощью отдельного ответвления. Последовательное включение нескольких заземляемых корпусов электроустановок в заземляющий проводник запрещается .

Сопротивление заземляющего устройства представляет собой сумму сопротивлений заземлителя относительно земли и заземляющих проводников.

Сопротивление заземлителя относительно земли есть отношение напряжения на заземлителе к току, проходящему через заземлитель в землю.

Величина сопротивления заземлителя зависит от удельного сопротивления грунта, в котором заземлитель находится; типа размеров и расположения элементов, из которых заземлитель выполнен; количества и взаимного расположения электродов.

Величина сопротивления заземлителей может изменяться в несколько раз в зависимости от времени года.

Наибольшее сопротивление заземлители имеют зимой при промерзании грунта и в засушливое время.

Наибольшее допустимое значение сопротивления заземления в установках до 1000 В: 10 Ом — при суммарной мощности генераторов и трансформаторов 100 кВА и менее, 4 Ом — во всех остальных случаях.

Указанные нормы обосновываются допустимой величиной напряжения прикосновения, которая в сетях до 1000 В не должна превышать 40 В.

В установках свыше 1000 В допускается сопротивление заземления R3 <= 125/I3 Ом, но не более 4 Ом или 10 Ом.

В установках свыше 1000 В с большими токами замыкания на землю сопротивление заземляющего устройства не должно быть более 0,5 Ом для обеспечения автоматического отключения участка сети в случае аварии.

5.2 Расчет защитного заземления станции управления УЭЦН Расчет производится в следующем порядке:

1) На основании исходных данных и в соответствии с требованиями ПУЭ, определяется допустимое нормативное сопротивление заземляющего устройства Rз. Для установок с изолированной нейтралью при суммарной мощности питающих генераторов или трансформаторов не более 100 кВА, допустимое нормативное сопротивление Rз? 10,0.

Исходные данные для расчёта приведены в таблице 5.1.

Таблица 9

Исходные данные для расчета заземления станции управления

2) Определяем расчетное значение удельного сопротивления грунта для вертикальных электродов и горизонтальной соединительной полосы:

врас=сгр*шв =20*1,5=30 Ом*м, (5.1)

сграс=сгр*шг =20*2,2=44 Ом*м, (5.2)

где сгр — удельное сопротивление грунта, (для чернозёма 20 Ом*м);

шв, шг — коэффициенты сезонности, (шв =1,5; шг =2,2).

3) Рассчитывается сопротивление одиночного заземлителя:

Ом*м, (5.3)

4) Определяем в первом приближении необходимое количество вертикальных электродов:

шт., (5.4)

5) Находим из справочника коэффициент использования вертикальных электродов зв=0,91.

6) Определяем сопротивление группы вертикальных электродов:

Ом*м, (5.5)

7) Рассчитываем длину горизонтальной соединительной полосы:

м, (5.6)

8) Сопротивление растеканию тока соединительной полосы:

Ом, (5.7)

9) Находим из справочника коэффициент использования горизонтальной соединительной полосы зг =0,94.

10) Определяем сопротивление соединительной полосы:

Ом, (5.8)

11) Результирующее сопротивление по растеканию тока всего заземляющего устройства:

Ом, (5.9)

12) При сравнении полученного значения сопротивления с допустимым получим:

Ом < Ом, (5.10)

Так как результирующее сопротивление по растеканию тока всего заземляющего устройства меньше допустимого нормативного сопротивления, то выбранный тип заземления подходит для данной электроустановки.

Заключение

В данной работе был проведен анализ для подбора типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину.

Установки погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти предназначены для эксплуатации 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. Установка ЭЦН состоит из погружного агрегата, включающего в себя электроцентробежный насос и электродвигатель с гидрозащитой, оборудования устья, электрооборудования и колонны НКТ.

Существенным резервом повышения технико-экономических показателей эксплуатации (увеличения межремонтного периода работы скважины и снижения удельного расхода электроэнергии на подъем нефти) добывающих скважин является оптимизация режима работы насосного фонда.

Продукция скважины обводнена, хотя остаточные запасы нефти еще достаточно велики, использование УЭЦН дает возможность сохранить объем добычи нефти, при дальнейшем росте обводнения продукции скважины.

Список использованных источников

1. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти: Нефть и газ, Москва, 2003 г., 816 с.

2. Ляпков П. Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине: Учебное пособие. — М. МИНГ, 1987, 71 с.

3. Бухаленко Е. И. Нефтепромысловое оборудование, М.: Недра, 1990. — 559с.

4. Куцын П. В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра, 1987. — 247 с.

5. Фомина Е. Е., Комаров Л. Д. Сборник задач по безопасности жизнедеятельности: Учебное пособие. — М.: МАКС Пресс, 2008. — 244 с.