рефераты бесплатно
 

МЕНЮ


Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторождения

Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторождения

Министерство образования

Российской Федерации

Чернушинский Государственный Политехнический Колледж

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Тема: Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского

месторождения.

Выполнил: Дьячков Артём Сергеевич, студент III курса, группы №35

Специальность:0906 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Профессия: Оператор добычи нефти и газа

Руководитель: Пахомова Н.А.

Консультант по графической части: Галюк Т.Х.

Чернушка 2001

стр.

1. Введение._____________________________________________

2. Геологическая часть:

2.1 Общее сведенье о месторождении___________________

2.2 Стратиграфия____________________________________

2.3 Тектоника_______________________________________

2.4 Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза_

3.Техническая часть:

3.1 Применяемое оборудование________________________

- Схема установки;

- Принцип работы;

- Описание насосов.

3.2 Анализ добывных возможностей скважин____________

3.3 Анализ технологических режимов___________________

3.4 Выбор оборудования______________________________

4. Организационная часть:

4.1 Охрана недр окружающей среды____________________

4.2 Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыми

насосами________________________________

4.3 Противопожарные мероприятия_____________________

4.5 Литература______________________________________

В нашей стране нефтяная отрасль одна из ведущих и быстро развивающихся

в промышленности, в которую внедрены новейшие технологии машиностроения,

автоматизации и техники. Объекты нефтяной промышленности рассредоточены по

всей территории страны, в ней задействовано большое количество трудовых

ресурсов России.

В курсовом проекте описана краткая геологическая характеристика

Павловского месторождения и продуктивных пластов. Изучены формы залегания и

состав пород нефтенасыщенных пластов. Проведён анализ добывных возможностей

и технологических режим

работы скважин, расчёты по выбору оборудования, инструкции и рекомендации

по эксплуатации скважин. Отражена работа штангоскважинных насосных

установок (ШСНУ), и техника безопасности при их эксплуатации.

Материал собран в НГДУ «Чернушканефть». Это крупнейшее предприятие

Пермского нефтяного района, на его долю приходится до 35% ежегодно-

добываемой нефти в областях, входящих в

ОАО «Лукойл-Пермнефть». Управление разрабатывает 17 нефтяных месторождений

в пяти административных районах Пермской области и Башкортостана. В его

ведении 3670 скважин, средне действующий фонд 1943 из них 3 скважины

фонтанные, 244 – оборудованные УЦН, 1676- штанговыми и соответственно

станками качалками.

В 1999г. применяются такие современные физико-химические методы

повышения нефтеотдачи пластов, как применение соляной кислоты с

замедлителями, также кислотных гелей, акустическое воздействие и

термоизоляция на пласт, бурение вторых пластов.

Большая часть месторождения эксплуотируется с 50 – 60 годов, активные

запасы в значительной степени выработаны, обводнённость залежей составляет

в среднем 80%.

2.1 Общее сведения о месторождении

Павловское месторождение нефти расположено на юге Пермской области в

Чернушинском районе. От города Перми оно находится на расстоянии 170 км.

Наиболее крупным населенным пунктом является районный центр - г. Чернушка,

деревни: Дмитровка, Улык гора, Ореховая гора, Крещенка, Атняшка и др. Они

равномерно располагаются по площади и приурочены к долинам небольших рек.

Сообщение между населёнными пунктами осуществляется по грунтовым

дорогам, которые не пригодны к движению автотранспорта в дождливое время

года и зимой. Павловский промысел связан с районным центром,

асфальтированным шоссе. Связь с городом Пермью осуществляется

автотранспортом, по железной дороге через Екатеринбург и самолётом.

Население на территории месторождения состоит главным образом из

русских, татар, удмуртов и башкир.

Основное занятие населения сельское хозяйство, лесозаготовки. В

последние время развивается нефтедобывающая промышленность.

В географическом отношении территория месторождения представляет

собой всхолмленную равнину с абсолютными отметками от +140м. до +260м;

расчлененную многочисленными оврагами. Реки Тюи и Танып, протекающие в

меридиальном направлении являются основными.

На площади много малых рек с крутым и высоким левым склоном и пологим

правым. Долины рек покрыты мелким 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 района умеренный, 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. Наибольшая высота его наблюдается в марте и достигает 65-75 см.

Максимальная глубина промерзания почвы 105 см.

Основным полезным ископаемым кроме нефти и газа являются глины,

галечник и медистые песчаники.

На станции Чернушка находится нефтеналивная эстакада, куда проложен

нефтепровод до станции Куеда. Кроме того, подготовлен к сдаче в

эксплуатацию нефтепровод Павловка-Чернушка-Колтасы.

Краткая история геологических исследований.

В 1943 году площадь Павловского месторождения была покрыта

геологической съемкой. Предварительные поиски были тесно переплетены с

детальными.

В сентябре 1956 года Павловское поднятие было введено в глубокую

разведку. Одновременно с глубоким бурением проводилось структурно поисковое

бурение с целью его оконтуривания.

В результате глубокого бурения доказана промышленная нефтеносность

отложений башкирского и московского ярусов среднего карбона, яснополянского

надгоризонта и турнейского яруса нижнего карбона.

С 1960 года начата пробная эксплуатация турнейской залежи.

В 1961 году залежи яснополянского надгоризонта введены в промышленную

эксплуатацию.

В марте 1965 года введена в эксплуатацию башкирская залежь.

2.2 Стратиграфия.

Геологический разрез месторождения вскрыт от четвертичных отложений

до верхнего девона. Максимальная вскрытая глубина скважины 2243 м.

Подробная характеристика вскрытых отложений даётся в работах (1,2),

поэтому ниже приводится лишь краткое описание разреза.

Каменно угольная система. C

Нижний отдел. C1

Турнейский ярус. C1t

Сложен известняками светло-серыми, тёмно-серыми, с глинистыми

прослойками, неравномерно-насыщенными. В турнейском ярусе в 4-5 метрах от

кровли выделяется нефтяной пласт.

Мощность 79,5-82 м.

2.3 Тектоника.

Павловское месторождение нефти в тектоническом отношении приурочено к

крупной антиклинальной складке, расположенной в южной части Чернушинского

вала, осложняющего юго-западную часть Башкирского свода.

Изучение тектонического строения Павловской структуры по маркирующим

горизонтам показывает полное совпадение структурных планов при некотором

смещении сводной части в восточном направлении и выполаживании структуры от

более древних отложений к более молодым. По девонским отложениям Павловская

структура изучена очень слабо, всего лишь по 3-м скважинам (6,10,35). На

оснований этих скважин, а, также учитывая региональное геологическое

строение центральной части Чернушинского вала, можно предполагать о наличии

положительной структуры типа купола в районе скважин 35 и 248, и вероятно

небольшого купола к северо-западу от скважины № 10 в районе скважины № 6.

Павловская структура имеет форму пологого поднятия с более крупным

западным крылом 1043|-3040| и пологим восточным крылом 0021|-1029|.

Общие простирание поднятия близко к мередиальному. Размеры его 34x18

км.

Павловская антиклиналь осложнена рядом локальных поднятий-куполов

(Берёзовский, Деткинский, Барановский, Улыкский, Григорьевский, Павловский,

Южно-Павловский и Есаульский) разделённых незначительными прогибами.

Павловское поднятие расположено в центральной части складки. Размеры

поднятия-8,8x3,8км. при амплитуде 4 м. Присводовая часть поднятия осложнена

3-мя незначительными по размерам куполам, ограниченными изогипсой минус

1220 м. с вершиной в районе скважин 77, 26 и 103.

Локальные поднятия, осложняющие Павловскую структуру по

нижнекаменноугольным отложениям, четко выделяются и по кровле коллекторов

башкирского яруса среднего карбона.

Изменяется лишь форма и размеры некоторых локальных структур. Многие

из них исчезают совсем.

2.4 Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза.

В процессе бурения скважин на Павловском месторождении

нефтепроявления выявлены: в отложениях верхнего девона (в виде керна

неравномерно-насыщенного нефтью), в турнейском ярусе нижнего карбона

(залежь промышленного значения). В отложениях окско-серпуховского

надгоризонта нижнего карбона (в виде керна нефтенасыщеного), в отложениях

башкирского яруса среднего карбона (залежь промышленного значения), в

отложениях верийског горизонта московского яруса (пласты B3, B4-залежь

нефти с газовой шапкой промышленного значения), пласт B2-приток нефти

дебитом 8,3 т/сут. на 5,3 мм. штуцере, в отложениях каширского и

подольского горизонтов (газ с дебитом до 30 тыс.м3/сут. на 5,5 мм.

штуцере), в отложениях кунгурского яруса (в виде керна, участком

пропитанного нефтью).

Турнейский нефтяной пласт представлен органогенно-детритовыми

известняками. Характерно чередование пористых и плотных прослоев.

Максимальная эффективная нефтенасыщенная мощность 31,2 м.

Турнейская залежь Павловского месторождения относится к типу

массивных.

Центральная часть месторождения, включающая Барановский, Улыкский,

Павловский, Григорьевский и Южно-Павловский купола, состовляет единую

залежь с общими водонефтяным и газонефтяным контактами.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке - 798м. Размеры

залежи - 17,5x17x75км. Этаж нефтеносности составляет 32,2 м. Максимальная

нефтенасыщенная мощность-17,4м.

Положение газонефтяного контакта принято на отметке-785м.

Размер газовой шапки составляет 11x12,6 км. Этаж газоносности равен 19

м. Максимальная эффективная газоносная мощность-11,5м. Размер газовой шапки

на Григорьевском куполе 4,6x4,75 км.

Водонасыщение пород различно и обусловлено коллекторскими свойствами,

степенью трещиноватости, каверзности и другими показателями.

Представлены воды в основном высокоминерализованными и

метаморфизированными хлоркальциевыми рассолами, распространенными от

кристаллического фундамента до верхних каменноугольных отложений.

Основной областью питания водоносных горизонтов додевонских

отложений, девона и нижнего карбона Пермского Прикамья являются западный

склон Урала и Северные воды.

Ниже приводится краткая характеристика вод турнейского яруса нижнего

карбона.

По своему составу пластовые воды турнейского яруса представлены рассолом

хлоркальциевого типа. Удельный вес воды 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. Содержание брома –579,2 мг/л, йода –6,2 мг/л, борной

кислоты – 76,8 мг/л.

3.1 Применяемое оборудование:

Принцип работы станка качалки.

Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум

массивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое

движение. Крившипнно шатунный механизм в целом преобразовывает в возвратно-

поступательное движение балансира, который вращается на опорной оси,

укреплённой на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение

канатной подвеске, штангам и плунжеру.

При ходе плунжера вверх 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 цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под

плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр

погружаются штанги, связанные с плунжером.

Таким образом, ШСН - поршневой насос однородного действия, а в целом

комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

Жидкость из НКТ вытисняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

Принцип работы штанговой насосной установки.

Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса, который

спускается в скважину под динамический уровень на насосно-компрессорных

трубах диаметром 38-102мм. и штангах диаметром 16-25мм. индивидуального

привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого

оборудования, в состав которого входят: тройник с сальником и планшайба.

Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник

и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной

подвески и траверсы.

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где

вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора,

кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-

поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через

колонну штанг.

При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из

межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в

цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а

нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в

подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ

повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник 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 перепуска газа;

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 поворотной салазке;

26. Ведущий шкив;

27. Рама;

28. Блок управления.

Схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН).

[pic]

рис 1.

Описание работы насоса.

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных

скважин жидкости обводнённостью до 90 %, температурой не более 1300С,

содержанием сероводорода не более 50 г/л, минерализирующей воды не более 10

г/л.

Скважинные насосы представляют собой вертикальную конструкцию

одинарного действия с неподвижным цилиндром, с подвижным металлическим

плунжером и шариковыми клапанами; спускаются в скважину на колонне

насосно–компрессорных труб и насосных штанг.

Скважинные насосы изготавливаются следующих типов:

. НВ1 – вставные с замком наверху;

. НВ2 – вставные с замком внизу;

. НН – не вставные без ловителя;

. НН1 – не вставной с захватным штоком;

. НН2 – не вставной с ловителем.

Выпускаются насосы следующих конструктивных исполнении:

по конструкции (исполнению) цилиндра:

5 – с толсто стенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С – с составным (втулочным) цилиндром;

по конструктивным особенностям, определяемым функциональным назначением

(областью применения):

Т – с полым трубчатым штоком, обеспечивающим подъём жидкостью по каналу

колонны трубчатых штанг;

А – со сцепляющим устройством (только для насосов типа «НН»),

обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д 1 – одноступенчатые, двух плунжерные, обеспечивающие создание

гидравлического низа;

Д 2 - одноступенчатые, двух плунжерные, обеспечивающие двухступенчатое

сжатие откачиваемой жидкости (насосы исполнении Д 1 и Д 2 –

одноступенчатые, одноплунжерные);

по стойкости к среде:

без обозначения – 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 – исполнение цилиндра и

насоса, первые две цифры диаметр насоса, последующие – длину хода плунжера

в мм. и напор в метрах, уменьшенные в 100 раз и последняя цифра – группу

посадок.

Вставные скважинные насосы закрепляются в насосно-компрессорных

трубах на замковой опоре типа ОМ, в условное обозначение, в которое входит:

тип опоры; условный размер опоры; номер отраслевого стандарта.

Скважинный штанговый насос – гидравлическая машина объемного типа,

где уплотнения между плунжером и цилиндром достигается за счёт высокой

прочности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. В зависимости

от размера зазора (на диаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы

четырёх групп посадок.

Цилиндры насосов выпускают в двух исполнениях:

ЦБ – цельный (без втулочный), толстостенный;

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

В зависимости от назначения и области применения скважинных насосов

плунжеры и пары «седло-шарик» клапанов выпускаются различных конструкций,

материальных исполнении и различными видами уплотнений их рабочих

поверхностей.

Плунжеры насосов выпускают в четырёх исполнениях:

П1Х – с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с

хромовым покрытием наружной поверхности;

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

П1И – с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и

упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

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

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

К – с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;

КБ – то же, с седлом с буртиком;

КН – с цилиндрическим седлом из твёрдого сплава и шариком из нержавеющей

стали.

Конструктивно все скважинные насосы из цилиндра, плунжера, клапанов,

замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При

конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации

указанных узлов и деталей для удобства замены потребителем изношенных

деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.

Скважинные насосы исполнения НСВ1 предназначены для откачивания из

нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до

Страницы: 1, 2


ИНТЕРЕСНОЕ



© 2009 Все права защищены.