Реферат: Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторождения

Министерствообразования

РоссийскойФедерации

ЧернушинскийГосударственный Политехнический Колледж
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Тема:Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловскогоместорождения. Выполнил: Дьячков АртёмСергеевич, студент III курса, группы №35

Специальность:0906Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Профессия:Оператор добычи нефти и газа

Руководитель: ПахомоваН.А.

Консультантпо графической части: Галюк Т.Х.

Чернушка 2001

стр.

1. Введение._____________________________________________

2. Геологическая часть:

2.1 Общее сведенье оместорождении___________________

2.2 Стратиграфия____________________________________

2.3Тектоника_______________________________________

2.4 Сведения о нефтегазоносностии водоносности разреза_

3.Техническая часть:

3.1 Применяемоеоборудование________________________

- Схемаустановки;

- Принцип работы;

- Описаниенасосов.

3.2 Анализ добывных возможностейскважин____________

3.3 Анализ технологическихрежимов___________________

3.4 Выбороборудования______________________________

4. Организационная часть:

4.1 Охрана недр окружающейсреды____________________

4.2 Техника безопасности приэксплуатации скважин штанговыми насосами________________________________

4.3 Противопожарныемероприятия_____________________

4.5Литература______________________________________

В нашей стране нефтяная отрасльодна из ведущих и быстро развивающихся в промышленности, в которую внедреныновейшие технологии машиностроения, автоматизации и техники. Объекты нефтянойпромышленности рассредоточены по всей территории страны, в ней задействованобольшое количество трудовых ресурсов России.

В курсовом проекте описана краткаягеологическая характеристика Павловского месторождения и продуктивных пластов.Изучены формы залегания и состав пород нефтенасыщенных пластов. Проведён анализдобывных возможностей и технологических режим

работы скважин, расчёты по выбору оборудования,инструкции и рекомендации по эксплуатации скважин. Отражена работаштангоскважинных насосных установок (ШСНУ), и техника безопасности при ихэксплуатации.

Материал собран в НГДУ «Чернушканефть». Этокрупнейшее предприятие Пермского нефтяного района, на его долю приходится до35% ежегодно-добываемой нефти в областях, входящих в

ОАО «Лукойл-Пермнефть». Управление разрабатывает 17нефтяных месторождений в пяти административных районах Пермской области иБашкортостана. В его ведении 3670 скважин, средне действующий фонд 1943 из них3 скважины фонтанные, 244 – оборудованные УЦН, 1676- штанговыми исоответственно станками качалками.

В 1999г. применяются такие современныефизико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов, как применение солянойкислоты с замедлителями, также кислотных гелей, акустическое воздействие итермоизоляция на пласт, бурение вторых пластов.

Большая часть месторождения эксплуотируетсяс 50 – 60 годов, активные запасы в значительной степени выработаны,обводнённость залежей составляет в среднем 80%.

2.1 Общее сведения оместорождении

Павловскоеместорождение нефти расположено на юге Пермской области в Чернушинском районе.От города Перми оно находится на расстоянии 170 км. Наиболее крупным населеннымпунктом является районный центр — г. Чернушка, деревни: Дмитровка, Улык гора,Ореховая гора, Крещенка, Атняшка и др. Они равномерно располагаются по площадии приурочены к долинам небольших рек.

Сообщение междунаселёнными пунктами осуществляется по грунтовым дорогам, которые не пригодны кдвижению автотранспорта в дождливое время года и зимой. Павловский промыселсвязан с районным центром, асфальтированным шоссе. Связь с городом Пермьюосуществляется автотранспортом, по железной дороге через Екатеринбург исамолётом.

Население натерритории месторождения состоит главным образом из русских, татар, удмуртов ибашкир.

Основное занятиенаселения сельское хозяйство, лесозаготовки. В последние время развиваетсянефтедобывающая промышленность.

В географическомотношении территория месторождения представляет собой всхолмленную равнину сабсолютными отметками от +140м. до +260м; расчлененную многочисленнымиоврагами. Реки Тюи и Танып, протекающие в меридиальном направлении являютсяосновными.

На площади многомалых рек с крутым и высоким левым склоном и пологим правым. Долины рек покрытымелким кустарником, не редко заболочены. Все реки мелководны и не судоходны.Большая часть площади покрыта смешанными пихтово-еловыми лесами с липой,клёном, берёзой и осиной.

Климат районаумеренный, континентальный. Средняя годовая температура +1,3 0С.

Максимальная в июле +380С,минимальная в январе –420С. Годовое количество осадков 500-600 мл.Устойчивый снежный покров образуется в ноябре и сходит в апреле. Наибольшаявысота его наблюдается в марте и достигает 65-75 см. Максимальная глубинапромерзания почвы 105 см.

Основным полезнымископаемым кроме нефти и газа являются глины, галечник и медистые песчаники.

На станции Чернушканаходится нефтеналивная эстакада, куда проложен нефтепровод до станции Куеда.Кроме того, подготовлен к сдаче в эксплуатацию нефтепроводПавловка-Чернушка-Колтасы.

Краткая история геологических исследований.

В 1943 году площадьПавловского месторождения была покрыта геологической съемкой. Предварительныепоиски были тесно переплетены с детальными.

В сентябре 1956 годаПавловское поднятие было введено в глубокую разведку. Одновременно с глубокимбурением проводилось структурно поисковое бурение с целью его оконтуривания.

В результатеглубокого бурения доказана промышленная нефтеносность отложений башкирского имосковского ярусов среднего карбона, яснополянского надгоризонта и турнейскогояруса нижнего карбона.

С 1960 года начатапробная эксплуатация турнейской залежи.

В 1961 году залежияснополянского надгоризонта введены в промышленную эксплуатацию.

В марте 1965 годавведена в эксплуатацию башкирская залежь.

2.2 Стратиграфия.

Геологический разрезместорождения вскрыт от четвертичных отложений до верхнего девона. Максимальнаявскрытая глубина скважины 2243 м.

Подробнаяхарактеристика вскрытых отложений даётся в работах (1,2), поэтому нижеприводится лишь краткое описание разреза.

Каменно угольная система. C

Нижний отдел. C1

Турнейский ярус.C1t

Сложен известнякамисветло-серыми, тёмно-серыми, с глинистыми прослойками,неравномерно-насыщенными. В турнейском ярусе в 4-5 метрах от кровли выделяетсянефтяной пласт.

Мощность79,5-82 м.

2.3 Тектоника.

Павловскоеместорождение нефти в тектоническом отношении приурочено к крупнойантиклинальной складке, расположенной в южной части Чернушинского вала,осложняющего юго-западную часть Башкирского свода.

Изучениетектонического строения Павловской структуры по маркирующим горизонтампоказывает полное совпадение структурных планов при некотором смещении своднойчасти в восточном направлении и выполаживании структуры от более древнихотложений к более молодым. По девонским отложениям Павловская структура изученаочень слабо, всего лишь по 3-м скважинам (6,10,35). На оснований этих скважин,а, также учитывая региональное геологическое строение центральной частиЧернушинского вала, можно предполагать о наличии положительной структуры типакупола в районе скважин 35 и 248, и вероятно небольшого купола к северо-западуот скважины № 10 в районе скважины № 6.

Павловская структураимеет форму пологого поднятия с более крупным западным крылом 1043|-3040|и пологим восточным крылом 0021|-1029|.

Общие простираниеподнятия близко к мередиальному. Размеры его 34x18 км.

Павловскаяантиклиналь осложнена рядом локальных поднятий-куполов (Берёзовский,Деткинский, Барановский, Улыкский, Григорьевский, Павловский, Южно-Павловский иЕсаульский) разделённых незначительными прогибами.

Павловское поднятиерасположено в центральной части складки. Размеры поднятия-8,8x3,8км.при амплитуде 4 м. Присводовая часть поднятия осложнена 3-мя незначительными поразмерам куполам, ограниченными изогипсой минус 1220 м. с вершиной в районе скважин77, 26 и 103.

Локальные поднятия,осложняющие Павловскую структуру по нижнекаменноугольным отложениям, четковыделяются и по кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона.

Изменяется лишьформа и размеры некоторых локальных структур. Многие из них исчезают совсем.

2.4Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза.

В процессе буренияскважин на Павловском месторождении нефтепроявления выявлены: в отложенияхверхнего девона (в виде керна неравномерно-насыщенного нефтью), в турнейскомярусе нижнего карбона (залежь промышленного значения). В отложенияхокско-серпуховского надгоризонта нижнего карбона (в виде кернанефтенасыщеного), в отложениях башкирского яруса среднего карбона (залежьпромышленного значения), в отложениях верийског горизонта московского яруса(пласты B3, B4-залежь нефти с газовой шапкой промышленногозначения), пласт B2-притокнефти дебитом 8,3 т/сут. на 5,3 мм. штуцере, в отложениях каширского иподольского горизонтов (газ с дебитом до 30 тыс.м3/сут. на 5,5 мм.штуцере), в отложениях кунгурского яруса (в виде керна, участком пропитанногонефтью).

Турнейский нефтянойпласт представлен органогенно-детритовыми известняками. Характерно чередованиепористых и плотных прослоев.

Максимальнаяэффективная нефтенасыщенная мощность 31,2 м.

Турнейская залежьПавловского месторождения относится к типу массивных.

Центральная частьместорождения, включающая Барановский, Улыкский, Павловский, Григорьевский иЮжно-Павловский купола, состовляет единую залежь с общими водонефтяным игазонефтяным контактами.

Водонефтяной контактпринят на абсолютной отметке — 798м. Размеры залежи — 17,5x17x75км.Этаж нефтеносности составляет 32,2 м. Максимальная нефтенасыщеннаямощность-17,4м.

Положениегазонефтяного контакта принято на отметке-785м.

Размергазовой шапки составляет 11x12,6 км. Этаж газоносности равен 19 м. Максимальнаяэффективная газоносная мощность-11,5м. Размер газовой шапки на Григорьевскомкуполе 4,6x4,75 км.

Водонасыщение породразлично и обусловлено коллекторскими свойствами, степенью трещиноватости,каверзности и другими показателями.

Представлены водыв основном высокоминерализованными и метаморфизированными хлоркальциевымирассолами, распространенными от кристаллического фундамента до верхнихкаменноугольных отложений.

Основной областьюпитания водоносных горизонтов додевонских отложений, девона и нижнего карбонаПермского Прикамья являются западный склон Урала и Северные воды.

Ниже приводитсякраткая характеристика вод турнейского яруса нижнего карбона.

По своему составу пластовыеводы турнейского яруса представлены рассолом хлоркальциевого типа. Удельный весводы 1,179 г/см3. Наиболее высокая минерализация 245,7 г/л.Отношение содержания натрия к хлору равно 0,168, кальция к магнию-1,10.Коэффициент метаморфизации –2,09, коэффициент сульфатности — 0,28. Содержаниеброма –579,2 мг/л, йода –6,2 мг/л, борной кислоты – 76,8 мг/л.

3.1 Применяемое оборудование:

Принцип работы станка качалки.

Электродвигательчерез клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам,расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение. Крившипнно шатунныймеханизм в целом преобразовывает в возвратно-поступательное движение балансира,который вращается на опорной оси, укреплённой на стойке. Балансир сообщаетвозвратно-поступательное движение канатной подвеске, штангам и плунжеру.

При ходе плунжеравверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость,находящиеся под плунжером, поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера.В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндрнасоса.

При ходе плунжеравниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, иоткрывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные сплунжером.

Таким образом, ШСН — поршневой насос однородного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг — двойного действия.

Жидкость из НКТвытисняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

Принцип работы штанговой насосной установки.

Штанговаянасосная установка состоит из скважинного насоса, который спускается в скважинупод динамический уровень на насосно-компрессорных трубах диаметром 38-102мм. иштангах диаметром 16-25мм. индивидуального привода, состоящего из станка-качалкии электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят: тройникс сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком,пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки спомощью канатной подвески и траверсы.

Плунжерный насосприводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемоеот двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира,преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеруштангового насоса через колонну штанг.

При ходе плунжеравверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства черезоткрытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

При ходе плунжеравниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, ижидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насосауровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и черезтройник переливается в выкидную линию.

1. Эксплуатационная колонна;

2. Всасывающий клапан;

3. Цилиндр насоса;

4. Плунжер;

5. Нагнетательный клапан;

6. Насосно-компрессорные трубы;

7. Насосные штанги;

8. Крестовина;

9. Устьевой патрубок;

10. Обратный клапан для перепускагаза;

11. Тройник;

12. Устьевой сальник;

13. Устьевой шток;

14. Канатная подвеска;

15. Головка балансира;

16. Балансир;

17. Стойка;

18. Балансирный груз;

19. Шатун;

20. Кривошипный груз;

21. Кривошип;

22. Редуктор;

23. Ведомый шкив;

24. Клиноременная передача;

25. Электродвигатель на поворотнойсалазке;

26. Ведущий шкив;

27. Рама;

28. Блок управления.

Схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН).

рис 1.

Описание работы насоса.

Скважинныештанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостиобводнённостью до 90 %, температурой не более 1300С, содержаниемсероводорода не более 50 г/л, минерализирующей воды не более 10 г/л.

Скважинные насосыпредставляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижнымцилиндром, с подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами;спускаются в скважину на колонне насосно–компрессорных труб и насосных штанг.

Скважинные насосыизготавливаются следующих типов:

· НВ1 – вставные с замком наверху;

· НВ2 – вставные с замком внизу;

· НН – не вставные без ловителя;

· НН1 – не вставной с захватнымштоком;

· НН2 – не вставной с ловителем.

Выпускаютсянасосы следующих конструктивных исполнении:

по конструкции(исполнению) цилиндра:

5 – с толсто стенным цельным(безвтулочным) цилиндром;

С – с составным (втулочным)цилиндром;

поконструктивным особенностям, определяемым функциональным назначением (областьюприменения):

Т – с полым трубчатымштоком, обеспечивающим подъём жидкостью по каналу колонны трубчатых штанг;

А – со сцепляющимустройством (только для насосов типа «НН»), обеспечивающим сцепление колоннынасосных штанг с плунжером насоса;

Д 1 – одноступенчатые,двух плунжерные, обеспечивающие создание гидравлического низа;

Д 2 — одноступенчатые, двух плунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатиеоткачиваемой жидкости (насосы исполнении Д 1 и Д 2 –одноступенчатые, одноплунжерные);

постойкости к среде:

безобозначения – стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л(нормальные);

И –стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л(абразивостойкие).

В условном обозначении насоса, например НН25А-44-18-15-2,первые две буквы и цифры указывают тип насоса, следующие буквы – исполнениецилиндра и насоса, первые две цифры диаметр насоса, последующие – длину ходаплунжера в мм. и напор в метрах, уменьшенные в 100 раз и последняя цифра –группу посадок.

Вставныескважинные насосы закрепляются в насосно-компрессорных трубах на замковой опоретипа ОМ, в условное обозначение, в которое входит: тип опоры; условный размеропоры; номер отраслевого стандарта.

Скважинныйштанговый насос – гидравлическая машина объемного типа, где уплотнения междуплунжером и цилиндром достигается за счёт высокой прочности их рабочихповерхностей и регламентируемых зазоров. В зависимости от размера зазора (надиаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырёх групп посадок.

Цилиндрынасосов выпускают в двух исполнениях:

ЦБ –цельный (без втулочный), толстостенный;

ЦС –составной из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

Взависимости от назначения и области применения скважинных насосов плунжеры ипары «седло-шарик» клапанов выпускаются различных конструкций, материальныхисполнении и различными видами уплотнений их рабочих поверхностей.

Плунжерынасосов выпускают в четырёх исполнениях:

П1Х– с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и схромовым покрытием наружной поверхности;

П2Х– то же, но без цилиндрической расточки на верхнем конце;

П1И– с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце иупрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

П2И– то же, без цилиндрической расточкой на верхнем конце.

Пары«седло-шарик» клапанов насоса имеют три исполнения:

К – сцилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;

КБ – тоже, с седлом с буртиком;

КН – сцилиндрическим седлом из твёрдого сплава и шариком из нержавеющей стали.

Конструктивновсе скважинные насосы из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставныхнасосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосовсоблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталейдля удобства замены потребителем изношенных деталей и сокращения номенклатурыпотребных запасных частей.

Скважинныенасосы исполнения НСВ1 предназначены для откачивания из нефтяных скважинмаловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободногогаза на приёме насоса не более 10 %.

Насоссостоит из составного цилиндра исполнения ЦС, на нижний конец которого навёрнутсдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец – замок, плунжера исполнения П1Х,подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые соединения которогонавинчены: снизу – сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху – клетка плунжера.

Дляприсоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком,навинченным на клетку плунжера и закрепленный контргайкой. В расточке верхнегопереводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечиваетсрыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой«седло-шарик» исполнения КБ или К.

Скважинныйнасос спускается на колонне насосных штанг в колонну НКТ и закрепляется вопоре.

Принципработы заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открываетсявсасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжеравниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательныйклапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером.Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечиваютоткачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность.

Конструктивноскважинные насосы состоят из цельного цилиндра исполнения ЦБ с всасывающимклапаном, навинченным на нижний конец. На всасывающий клапан навинчен упорныйниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан,предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса.

Внутрицилиндра подвижно установлен плунжер исполнения П1Х с нагнетательнымклапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Клапаны насосовкомплектуются парой «седло-шарик» исполнения К или КБ. Для присоединенияплунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным наклетку плунжера и закреплённый контргайкой.

В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор.Насос спускается в колонну НКТ на колонне насосных штанг и закрепляется в опоренижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насосапозволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок. Это обстоятельство обеспечиваетприменение его на больших глубинах скважин.

Скважинные насосы исполнения НСН1 предназначены дляоткачивания из малодебитных, относительно неглубоких скважин маловязкойжидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа до 10% по объёму.

Конструктивно скважинные насосы состоят из составногоцилиндра исполнения ЦС с седлом конуса на нижнем конце, в конусной расточкекоторого размещен всасывающий клапан. Внутри цилиндра подвижно расположенплунжер исполнения П1Х с навинченным на нижний конец наконечником, ана верхний конец – нагнетательным клапаном.

На всасывающий клапан навинчен захватный шток,располагающийся внутри плунжера.

Насосы диаметром 29, 32 и 44 мм. снабжены штоком длясоединения колонны насосных штанг с плунжером, а у насосов диаметром 57 ммплунжер привинчивается к насосным штангам резьбой на нагнетательном клапане.

Длина хода плунжера насосов исполнения НСН1 составляет900мм.

Принцип работы насоса НСН1 аналогичен принципу насоса НСВ1,однако цилиндр насоса НСН1 спускается на колонне НКТ, а плунжер с клапанами –на колонне насосных штанг. При подъёме штанг головка захватного штока упираетсяв наконечник плунжера и обеспечивает извлечение соединенного с ним всасывающегоклапана для слива из колонны НКТ.

рис 2.

Процесс буренияскважины.

Скважина 890 заложенасогласно технологической схемы разработки терригенной пачки нижнего карбонаТурнейского пласта Павловского месторождения утверждённой Центральной комиссиейпо разработке нефтяных месторождений. Скважина пробурена с целью эксплуатациизалежей нефти Павловского месторождения Тунейского пласта.

Описание процесса освоения скважинны.

Устьескважин оборудовано арматурой тип.

ЭТГр БЗ 65х140 №419. Арматураопрессована. Герметична.

25 июня 1989 года в скважинепроведена кумулятивная перфорация ПКС-80 в интервале 1476,0-1492,0м.(-1231,5-1247,5) всего сделано 288 отверстий.

В скважину спущены 73 мм. НКТдо глубины стоп – кольца.

Скважина освоенакомпрессором.

73 мм. НКТ спущено 154 трубымерой 1458,45м.

В скважине в интервале перфорации сделана соляно – кислотнаяобработка с сульфатом аммония. За 2 часа, при Р=100 атм. закачено 12 м3. Впроцессе обработки давления колебалось от 150 до 90 атм. Скважина освоенакомпрессором. Получена нефть. Силами ЦНИПРА снята кривая восстановлениядавления до и после кислотной обработки.

29 августа скважинапредана НДУ «Чернушканефть».

Павловка Турнейский пласт.

Рнас (кгс/см2)

105

Пластовая температура (0С)

25 Объёмный коэф. нефти (ед.) 1,101

/> (Сп)

/> (г/см3)

0,824

Рпл. начал. (кгс/см2)

154 Газовый фактор 46

Газосодержание нефти (м3/т)

46 Пористость (доли ед.) 0,1

Рзаб. в доб.скважинах

/> (г/см3)

0,912

/> (Сп)

113,6

/> (Сп)

1,64

/> (г/см3)

1,181 Продуктианость (г/сМПа) 0,35 Проницаемость (Д) 0,111 Гидропроводность (МПас) 1,12

Пьезопроводность (см2/с)

119 Содержание: Серы (%) 2,79 Смол (%) 18,98 Парафина (%) 3,01

3.2 Анализ добывных возможностей

скважин № 890, 893, 894,895, 896.

1)Определение коэффициента продуктивности скважин;

/>; />/>

/>/>коэффициент продуктивности;

/>/>фактическая подача;

/>/>пластовое давление;

/>/>забойное давление.

/> />

2)Определение максимально допустимого давления;

/> />/>

/> максимально допустимое давление;

/>давлениенасыщения;

скв. № 893

скв. № 890

скв. № 894

скв. № 895

скв. № 896

3)Определение максимально допустимого дебита скважины;

/> />

/>максимально допустимый дебит скважины;

/>коэффициент продуктивности;

/>пластовое давление;

/> максимально допустимоедавление.

скв №893

/> />

скв №890

/> />

скв № 894

/> />

скв №895

/> />

скв №896

/> />

4)Определение разности между max.дебитом и фактическим дебитом скважины;

/> />

/>разность между максимальным и фактическим дебитами;

/>максимально допустимый дебит скважины;

/>фактическая подача;

скв №893

/>/>

скв №890

/> />

скв №894

/> />

скв №895

/> />

скв №896

/> />

№

пп.

№

скв.

Qmax.доп

/>Q

1 893 0,727 7,875 6,27 2,27 2 890 2 7,875 8,25 4,25 3 894 0,454 7,875 2,68 0,68 4 895 0,980 7,875 3,35 -1,58 5 896 1,219 7,875 3,19 -1,8

Вывод:

Исходя из расчётов, которые приведены выше видно, что вскважинах№ 893, 890, 894 разница между фактическим и максимально допустимымдебитом невелика, по этому я рекомендую оставить добычу на прежнем уровне. А ускважин № 895, 896 – очень большая разница между фактическим и максимальнодопустимым дебитом, поэтому нужно произвести замену оборудования (ШСН).

3.3 Анализ технологических режимов.

1)Определение газового фактора;

/>коэффициент обводненности;

/>плотность нефти.

скв №890

скв №893

скв №894

скв №895

скв №896

2)Определение относительную плотность газа по воздуху;

/>плотность газа;

/>плотность воздуха

3)Определение газосадержания;/>

/> />

/>относительная плотность;

/>газовый фактор;

скв №890

/> />

скв №893

/> />

скв №894

/> />

скв №895

/> />

скв №896

/> />

4)Определяемплотность пластовой жидкости;

при/>:

/> />

/>плотность воды;

/>плотность нефти;

/>коэффициентобводненности;

/>газовый фактор;

/>объёмный коэффициент;

скв №890

/> />

скв №893

/> />

скв №894

/> />

скв №895

/> />

скв №896

/>/> />

5)Определение приведенного давления;

/> />

/>пластовое давление;

/>средне критическое давление.

скв №890

/>/>/>

скв №893

/> />

скв №894

/> />

скв №895

/> />

скв №896

/> />

6)Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень;

/> />

/>приведённое давление;

/>затрубное давление;

/>плотность жидкости илисмеси;

/>ускорение свободного падения

скв №890

/> />

скв №893

/> />

скв №894

/> />

скв №895

/> />

скв №896

/> />

7)Определение фактической глубины погружения насоса под динамический уровень;

/> />

/>глубина спуска насоса;

/>динамический уровень;

скв №890

/> />

скв №893

/>/>

скв №894

/> />

скв №895

/> />

скв №896

/>/>

8)Определение разности между оптимальной и фактической глубиной погружениянасоса;

/>оптимальная глубина;

/>фактическая глубина;

скв №890

скв №893

скв №894

скв №895

скв №896

9)Определение коэффициента подачи насоса;

/>фактический дебит;

/>теоретический дебит;

скв №890

скв №893

скв №894

скв №895

скв №896

№

скв.

кг/м3

Рпр

МПа

hопт

hф

/>h

890 0,2 2,03 0,4 2,6 97 690 -593 0,5 8,33 893 0,3 2,03 0,6 2,6 72 126 -54 0,8 849 894 0,25 2,03 0,5 3 227 682 -455 0,66 808 895 0,26 2,03 0,52 2,5 221 127 94 0,83 829 896 0,3 2,03 0,6 2,2 72 163 -91 0,83 849

Вывод:

Врезультате сделанных расчётов я пришел к выводу что насосы в скважинах № 890,893, 894, 896 спущен больше чем нужно по этому я рекомендую поднять насосы на593, 54, 455, 91 метров соответственно. А на скважине № 895 поднять на 94метра.

Коэффициентподачи насоса у скважин № 893, 894, 895, 896 в норме а у скважины № 890 ярекомендую произвести замену насоса.

3.4 Выбор оборудования скважины № 890.

1)Определение дебита скважины;

/> />

/>коэффициент продуктивности;

/>пластовое давление;

/>забойное давление.

/> />

2)Определение глубины спуска насоса;

/>фактическая глубина;

/>забойное давление;

/>предельно оптимальное давление;

/>плотность смеси;

/>ускорение свободного падения.

/> />

/>пластовое давление.

/> />

3)Определениеобъёмной теоретической производительности установки;

/> />

/>дебит;

/>плотность смеси;

/>коэффициент полезного действия.

/> />

4) Подиаграмме А.Н. Адоненова выбирают диаметр насоса;

5)Определяют тип насоса;

/>маркировка станка качалки;

/>максимальная нагрузка на головку балансира;

/>длина хода полированного штока;

/>максимальный крутящийся момент электродвигателя.

6)Выбирают по рекомендательным таблицам конструкцию насосных штанг;

7)Определяют число качаний СК;

/> />

/>дебит скважины;

/>площадь поперечного сечения плунжера;

/>длина хода штока;

/>плотность смеси;

/>диаметр плунжера;

/>КПД насоса.

/> />

8)Определяютмощность электродвигателя;

/> />

/>диаметр плунжера;

/>длина хода штока;

/>коэффициент подачи насоса;

/>КПД насоса;

/>КПД станка-качалки;

/>коэффициент уравновешивания СК;

/>глубина до динамического уровня;

/>плотность смеси;

/>забойное давление;

/> />

/> />/>

6 648 9 28 43 19 10 7,6

Вывод:

Выбранноемной оборудование не совпадает с установленным СК6-2,1-2500 и 20 кВт двигатель,по этому я рекомендую установить на скважину № 890, СК3-0,75-400 и двигательАОП63-4.

4.1 Охрана недр окружающей среды.

На Павловском месторожденийзначительное внимание уделяется мероприятиям по охране недр и окружающей среды.В своей работе я использую материалы за 2000 год. Общий комплекс мероприятийсоставляет гигантский список, остановлюсь только на основных:

1) Контроль засостоянием подземных вод;

2) Замеры газовоздушнойсреды на объектах нефтедобычи, для охраны атмосферного воздуха;

3) Контроль затехническим состоянием объектов нефтедобычи, подготовки м транспорта нефти,предотвращение аварий;

4) Отбор проб сводоёмов содержание радионуклидов, для контроля радиационной обстановки;

5) Контроль, засостоянием малых рек, для охраны водоёмов;

6) Поддержкаработоспособного состояния гидрозатворов на реках и ручьях;

7) Закачка(утилизация) пластовой воды, для поддержания пластового давления;

8) Использованиеингибиторов коррозии для обработки сточных вод, для сокращения порывов;

9) Согласованиепроекта и начало строительства спец. хранилища для захоронения грунтазагрязненного радионуклидами, для утилизации загрязнённого грунта;

10) Капитальный ремонт нефтепроводов, в том числе сэмалированным покрытием для предотвращения порывов;

11) Обустройство в обваловках промысловых объектахводосливных устройств, для спуска незагрязнённых ливневых вод и предотвращенияпромыва обваловок, для предотвращения порывов;

12) Проверка готовности аварийных средств для ликвидациипоследствий аварий и строительства гидрозатворов, для предотвращения попаданийзагрязнений;

13) Рекукультивция земель, для охраны земли;

14) Контроль за состоянием площадок скважин при проведеннииремонтных работ, для охраны земель;

4.2 Техника безопасности при эксплуатации скважинштанговыми насосами.

1) Устье скважиныоборудуются запорной арматурой и сальниковым устройством герметизации устья;

2) Обвязка устьяскважины должна позволять смену набивки сальника полировочного штока приналичии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры;

3) До началаремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающейскважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском, электродвигательдолжен отключатся, контр. Груз должен быть опущен в нижнее положение изаблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве должен бытьвывешен знак: «Не включать работают люди».

4) На скважинах савтоматическим и дистанционным управлением станков – качалок вблизи пусковогоустройства на видном месте должны быть укреплены плаката с надписью: «Внимание!Пуск автоматический»;

5) Кривошипно –шатунный механизм станка – качалки, площадка обслуживания электропривода ипусковое устройство должны быть покрашены и иметь ограждения;

6) Система замерадебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пульт;

7) Станок –качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновениедвижущийся части с фундаментом или грунтом;

8) Дляобслуживания тормоза станка – качалки устанавливается площадка с ограждением;

9) При крайнемнижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвескисальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть неменее 20 метров;

10) Кондуктор(техническая колонна) должен быть связан с рамой станка – качалки не менее чемдвумя заземляющими стальными проводниками, приваренных в разных местах ккондуктору. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 ммтолщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлитлей 10мм.

Заземляющие проводники, соединяющие раму СК скондуктором(технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее, чемна 0,5 м.

Применение для этих целей стальногоканата не допускается. Соединение заземляющих проводников должно быть доступнымдля осмотра.

4.3 Противопожарные мероприятия.

1) На каждомпредприятии необходимо иметь данные о показателях пожаровзрывоопастностивеществ и материалов, применяемых в технологических процессах.

2) Параметрырежима работы технологического оборудования, связанного с применением горючихгазов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся жидкостей, а также сналичием взрывопожароопастной пыли, обеспечивает взрывопожаробезопасностьтехнологического процесса.

3) Температураподогрева темных нефтепродуктов при хранений, а также при проведениисливоналивных операций ниже температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тиглена 350 С и не превышать 900С.

4) На приборахконтроля и регулирования обозначают допустимые областивзрывопажаробезопасносных параметров работы технологического оборудования.

5) При отклоненийодного или нескольких взрывоопасных параметров от допустимых пределов приборыконтроля и регулирования подают предупредительные и аварийные сигналы.

6) Для каждогорезервуара устанавливается максимальный придел заполнения.

7) Схема обвязкитрубопровода предусматривает, как правило, возможность выключения неисправногооборудования из технологического процесса и обеспечивает аварийный слив.

8) Основное ивспомогательное технологическое оборудование предприятия защищает отстатического электричества.

9) Работы навзрывопожароопасных технологических объектов выполняется инструментом,исключающим образование искр.

10) Оборудованиелинейной части магистральных нефтепродуктопроводов, а также их ограждениесодержат в исправном состояний, а растительность в пределах ограждениясистематический удоляют.

11) Сооружениязащиты от разлива нефтепродуктов, своевременно ремонтируется, очищаются отнефтепродукта и отложений.

12) Помещениянасосных станций должны быть оснащены газоанализаторами взрывоопасных концентраций, а при их отсутствии на объекте устанавливаютпорядок отбора и контроля проб.

13) Устанавливаютпостоянный контроль за герметичность резервуаров и их оборудование.

14) Люки, служащиедля замеров уровня и отбора проб из резервуаров, имеют герметичные крышки. Свнутренней стороны люки снабжают кольцами из металла, исключающего образованиеискр.

15) Перед розжигомогневой печи трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим форсункамотглушаются. Зажигать форсунки огневой печи без предварительной продувки камерысгорания и дымовой трубы водяным паром запрещают. Продувку следует вести неменее 15 минут после появления пара из дымовой трубы.

16) Для отогреватрубопроводов и узлов задвижек применяют пар, горячею воду или песок, а затемтакже электроподогрев во взрывозащищенном исполнении.

17) Сетиэвакуационного освещения и систем пожарной автоматики присоединяютсянезависимым от основной сети источникам питания или автоматически переключаютсяпри отключений основных источников.

18) Здания,сооружения и открытые производственные установки в зависимости от назначения,класса взрывоопасных и пожарных зон, среднегодовой продолжительности гроз врайоне их расположения и ожидаемого количества поражений молнией обеспечиваютмолниезащитных зданий и сооружений и настоящих правил.

1) Геологическийфонд НГДУ «Чернушканефть» 1996-2001г.

2) ЭНГС «Недра» 1989.

А.И.Акульшин, и др.

3) Техника безопасности и охрана экологии НГДУ«Чернушканефть» 2000.

4) В.М. Муравьёв, Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.,М., «Недра», 1989.

5) Техническое черчение. Вышнепольский Москва 1988.

6) Добыча нефти и газа. Ф.С. Абдулин Москва, «Недра» 1983.

7) Нефтепромысловое оборудование. Е.И. Бухаленко Москва,«Недра», 1990.

еще рефераты

Еще работы по технологии

Реферат по технологии

Анализ и синтез систем автоматического регулирования