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
Страницы: 1, 2
|