| |||||
МЕНЮ
| Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторожденияАнализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторожденияМинистерство 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 | |||
|