Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть и газ в настоящее время являются основными энергоносителями и источниками сырья в нефтехимической промышленности. В условиях рыночных отношений весьма актуальной является проблема рационального ведения процессов разработки нефтяных месторождений - как с точки зрения сокращения затрат на добычу нефти, так и с точки зрения, полноты использования запасов углеводородов.

Одной из важных задач этой проблемы является повышение фондоотдачи основных промышленно-производственных фондов, основную долю которых в нефтяной промышленности составляют скважины: добывающие и нагнетательные. Скважина обеспечивает связь недр с земной поверхностью, служит каналом доступа человека к пласту.

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважин, либо к существенному сокращению ее дебита, особенно по нефти. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные: связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, связанные с изменением пластовых условий, ухудшающих или вообще прекращающих приток жидкости из пласта к забою скважины.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Рисунок 1- Обзорная карта ЦДНГ-6

Батырбайское месторождение находится на юге Пермской области, в 120км. к югу от областного центра.

Промышленная нефтегазоносность установлена в турнейских, башкирских, верейских, каширских и подольских карбонатных отложениях и яснополянских терригенных отложениях. В верейских, каширских и подольских отложениях отмечены промышленные запасы газа.

Батырбайское нефтегазовое месторождение, в пределах которого выделяются Константиновская, Утяйбашская, Пальниковская, Зайцевская, Асюльская площади, открыто в 1960 г., а введено в разработку с 1964 года. Разработку вело ЦДНГ-1 НГДУ “Чернушканефть”, в 1996 году Константиновская площадь, а в1998 году Асюльская площадь переданы на баланс ЦДНГ-6 “Осинскнефть”.

1.2 Стратиграфия

При бурении структурно - поисковых и глубоких разведочных скважин на Батырбайском месторождении вскрыты отложения от четвертичных до серафимовской свиты верхнего рифея, максимальная вскрытая глубина 2363,4 м

Бобриковский горизонт

Аргиллиты темно-серые, углистые, алевролиты темно-серые, углисто-глинистые, грубозернистые, иногда глинистые известняки.

Хорошо выделяется на электрокаротажной кривой низкими кажущимися сопротивлениями и положительной аномалией ПС.

Переслаивание алевролитов, песчаников с подчиненными прослоями алевролитов и каменных углей.

Песчаники светло-серые и серые, мелкозернистые, алевритистые.

Алевролиты серые и темно-серые, мелко и чаще разнозернистые.

Отложения бобриковского горизонта отличаются от пород выше и нижележащих горизонтов содержанием остатков растений и отсутствием морской фауны.

Верхняя граница горизонта условно отбивается по подошве тульского нижнего пласта (Тл 2).

В отложениях бобриковского горизонта выделяется два проницаемых пласта (Бб1, Бб2), нефтенасыщенных на ограниченных участках.

Породы характеризуются сопротивлениями порядка 10 омм и хорошо дифференцированной кривой ПС.

Мощность от 15,4 до 38 м

Тульский горизонт

По литологическому составу расчленен на нижнюю - терригенную пачку континентальных отложений и верхнюю - карбонатно-терригенную пачку морских отложений.

Терригенная пачка сложена темно-серыми песчаниками и алевролитами, участками глинистыми, с отпечатками растений.

Карбонатно-терригенная пачка сложена доломитами коричневато-серыми, мелкозернистыми, песчанниковидными; известняками серыми и темно-серыми, неравномерно глинистыми и доломитизированными, мелко детритовыми, тонкозернистыми; песчаниками желтовато-серыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, местами нефтенасыщенными, с подчиненными прослоями аргиллитов.

Кровля горизонта отбивается на каротажных диаграммах по повышению кажущихся сопротивлений, присущих окско-серпуховским отложениям и подтверждается палеонтологически.

В тульском горизонте выделяются пять нефтяных пластов (Тл2б, Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а).

Характеризуется сопротивлениями порядка 2-10 омм (терригенная часть) и 80 -100 омм (карбонатная часть). Кривая ПС хорошо дифференцирована.

1.3 Тектоника

Батырбайское месторождение нефти приурочено к положительной структуре Батырбайсому куполу, расположенному северо-западнее Чернушинского во внутренней зоне Камско-Кинельской системы прогибов и представляют собой типичную рифовую структуру.

В пределах Батырбайского купола выделяются: Асюльское поднятие - на востоке, Константиновское - на западе, Утяйбашское - на северо-западе, Пальниковское, Зайцевское - на севере. Центральная часть купола между Асюльским и Константиновским поднятиями представляет собой пониженную площадь - Искельдинская терраса.

Тектоническое строение Батырбайского купола в современном структурном плане выглядит следующим образом: по кровле тульского горизонта выявленные размеры Батырбайского купола 29,0 * 21,0км. Четко выделяются Асюльское, Константиновское, Утяйбашское, Пальниковское и Зайцевское поднятия.

Константиновское поднятие имеет форму ассиметричной изогнутой брахиантиклинальной складки. Простирание складки меняется с юго-западного на северо-восточное. Присводовая часть поднятия осложнена тремя отдельными незначительными по размерам куполками.

Асюльское поднятие меняет простирание с юго-западного на северо-восточное. Поднятие значительно выполаживается, особенно западное крыло. Углы падения крыльев: западного до 1 градуса, восточного - 25 минут. Кроме того, произошло выполаживание отдельных структурных элементов. Так, если по тульским отложениям поднятие осложнялось тремя куполками в сводовойчасти, то по кровле верейских отложений произошло их слияние в один купол с наивысшей абсолютной отметкой - 803,5 м в скважине 57. Исчез купол в районе скважины 51; купол в районе скважины 74 сохраняется. Общие размеры поднятия в пределах изогипсы - 840м 14,0 * 5,5 - 9,0 км. Амплитуда 36,5 м.

1.4 Нефтегазоносность

В яснополянских и турнейских породах залежи большей частью приурочены к отдельным куполам и изолированы друг от друга водоносными зонами. Это связано, во-первых, со значительной амплитудой выявленных на структуре куполов, во-вторых, высота залежей обычно в указанных отложениях значительно меньше, чем в вышезалегающих нефтегазоносных комплексах.

Пласты разделены плотным прослоем толщиной 1-3,6 м. Литологически более однородным является пласт Тл2а. В пределах пластов выделяются от 1 до 6 проницаемых прослоев, в среднем 2 на скважину, толщиной 0,4-11,2 м. Залежи по типу пластовые сводовые, максимальная высота залежи пласта Тл2а Константиновской площади 38,5 м

Пласты характеризуются наибольшим числом опробованных скважин, дебит нефти которых колебался в пределах 0,5-128 т/сут.

Для пластов Тл1в, Тл1б, Тл1а свойственно частое замещение коллекторов плотными породами. По типу залежи пластовые литологически экранированные и выделяются на Асюльской, Константиновской и Утяйбашской площадях.

Пласт Тл1в, общая толщина которого 1,6 -6,2 м, представлен в основном одним проницаемым прослоем (0,4-6,0 м) и характеризуется коэффициентом песчанистости 0,38-0,46.

Четко ограниченный по кровле и подошве аргиллитовыми прослоями толщиной соответственно 3-6 и 1,2-3,6 м, пласт Тл1б представлен 1-2 проницаемыми пропластками (0,4-4,1 м). Коэффициент песчанистости колеблется по площадям от 0,32 до 0,47

Пласт Тл1а отличается наиболее высоким коэффициентом песчанистости - 0,44-0,66. Общая толщина его достигает 9,4 м.

Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 1,5.

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Асюльской площади

Таблица 1

давление насыщения	9.98 МПа;
объемный коэффициент	1.094;
газонасыщенность	47.2 м3/т;
плотность пластовой нефти	0.830 г/см3;
плотность разгазированной нефти	0.863 г/см3;
вязкость в пластовых условиях	4.31 мПа?с;
Кинематическая вязкость	15.94 мм2/

Нефть характеризуется плотностью в пределах от 0,830 до 0,888 кг/см3, содержанием серы от 2,3% до 2,6% , содержанием парафина 2,75 - 7,4% . Смол силикагелевых 13,75% - 18% , асфальтенов - 1,56 - 4,36% . Выход фракций до 200с составляет 26% , до 300с - 47% . В бензиновых и керосиновых фракциях преобладают метановые углеводороды; содержание ароматических в бензиновых незначительное - 6,2% , в керосиновых несколько выше - 20%

Поверхностная нефть сернистая, смолистая, парафинистая.

1.6 Конструкция скважины

Направление диаметром 324 мм спускают на глубину до 22 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений и предохранения устья скважины от размыва во время бурения под кондуктор. Цементируют тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой CaCl2 до 3%. Подъем цементного раствора до устья.

Кондуктор диаметром 245 мм спускают на глубину до 200 м с целью перекрытия частичных зон поглощения и обваливающихся пород. Цементируют тампонажным портландцементом с добавкой CaCl2 до 2%. Подъем цементного раствора до устья.

Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм спускают до проектной глубины 1430 м и цементируют с подъемом тампонажного раствора до устья, так как любая из добывающих скважин в процессе эксплуатации может быть переведена под нагнетание, в особенности при реализации очагово-избирательных систем заводнения (Рисунок 1).

Низ эксплуатационной колонны, в интервале от забоя до перекрытия всех продуктивных горизонтов, цементируют тампонажным, для “холодных” скважин, портландцементом с добавкой CaCl2 до 2%. Остальной интервал цементируют или гельцементом или облегченным тампонажным раствором с низкой фильтроотдачей.

2. Техническая часть

2.1 Описание графика разработки

Рисунок График разработки Асюльской площади Батырбайского месторождения

По графику разработки можно выделить 3 стадии разработки:

Первая стадия - нарастающего уровня добычи. Начинается с 1962г-1970г.и характеризуется интенсивным ростом добычи нефти от 31,4-334,5 тыс.тонн и жидкости от 12,5-413 тыс.тонн за счет быстрого увеличения действующего эксплуатационного фонда скважин от 4-31, нагнетательных скважин от 2-4, оббьем закачки от 0-654,9т.м3, небольшой обводненностью от 2,3-19%.

Вторая стадия - постоянного уровня добычи. Начинается с 1970г.-1972г и характеризуется высоким уровнем добычи нефти 334,5 тыс. тонн, которая постепенно снижается до 283,4тыс. тонн, добыча жидкости снижается 413 до 326тыс,тонн. С ростом нагнетательных скважин от 4 до 5, снижается фонд эксплуатационных добывающих скважин от 31до 29. Растет объем закачки от 654 до 832т.м3, обводненность уменьшается от 19 до 15%, пластовое давление увеличивается от 146-150атм.

Третья стадия- период падающей добычи нефти. Начинается с 1972года и продолжается по настоящее время. Характеризуется снижением добычи нефти от 283до 93тыс. тонн и жидкости от 326 до184тыс. тонн. Обводненность увеличилась до50% . Добывающий фонд скважин увеличивается с 24 в 1973 до 82 скважин в 2002году . Добыча нефти падает с 285.5 тыс. тонн до 95.6 тыс. тонн, из-за роста обводненности, нагнетательный фонд увеличился с 8 скважин в 1973 году, до 14 скважин в 2002 году, объем закачиваемой воды уменьшился с 607.6 тыс. тонн в 1973году, до 220.16 тыс. тонн в 2002 году. Пластовое давление уменьшается с 147 атм. в 1973 до 135.5 атм. в 2002году. Отбор нефти по итогам 2002 года составил 75% от начально-извлекаемых запасов.

2.2 Характеристика используемого оборудования

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.

2.3 Схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН)

Станки - качалки - индивидуальный балансирный механический привод ШГН. Их выпускали по стандартам 1951, 1956 и 1966 гг. В настоящее время на станки-качалки типа СК второй модификации действует ГОСТ 5866-76, который предусматривает 13 типоразмеров СК. В шифре, например, СК-3-2500, указано: 5 -наибольшая допускаемая нагрузка Pmax на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3 - наибольшая длина хода устьевого штока, м.; 2500 - наибольшая допускаемый крутящий момент Мкр.max. на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН*м. Дополнительно СК характеризуют числом n качаний балансира (двойных ходов), которое изменяется от 5 до 15 мин -1.

Смонтирован СК на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель установлен на поворотной салазке. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира 15 совершает движение по дуге, то для сочленения её с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 14. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки (длина хода устьевого штока 13) регулирует путём изменения сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальцев в другое отверстие). Частота движения головки балансира (число качаний n) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой (больший или меньший) диаметр, т.е. регулирования работы СК дискретное.

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы СК помещают грузы (противовесы) на балансир (СК 2), кривошип (СК4-СК 20) или на балансир и кривошип (СК 3). Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Таблица 2- Характеристики станка-качалки

Станок-качалка	Pmax, кН	Номинальная длина хода штока S, м.	Мкр..max, кН*м	Изменения S*n, м/мин.
СК2-0,6-250	20	0,3-0,6	2,5	1,5-9
СК3-1,2-630	30	0,5-1,2	6,3	2,2-18
СК4-2,1-630	40	0,9-2,1	16	4,2-31
СК5-3-2500	50	1,3-3	25	6,5-45
СК6-2,1-2500	60	0,9-2,1	25	4,5-31
СК8-3,5-4000	80	1,8-3,5	40	8,3-42
СК12-2,5-4000	120	1,2-2,5	40	6,0-30
СК8-3,5-5600	80	1,8-3,5	56	8,3-42
СК10-3-5600	100	1,5-3	56	6,5-36
СК10-4,5-8000	100	2,3-4,5	80	9-45
СК12-3,5-80000	120	1,8-3,5	80	10-35
СК15-6-12500	150	3,0-6	125	8,3-35
СК20-4,5-12500	200	2,3-4,5	125	8,3-42

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также само запуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Известны другие индивидуальные механические приводы, включающие также двигатель, трансмиссию и преобразующий механизм. Для привода с одноплечным балансиром характерно расположение опоры на закрепленном конце балансира и опорой. Уравновешивание может быть как грузовым, так и пневматическим за счёт сжатия воздуха в пневмоцилиндре и гидравлическим затвором. Подкачка воздуха в систему уравновешивания обеспечивается небольшим компрессором. В балансирных СК с увеличением длины хода точки подвеса штанг возрастают габаритные размеры отдельных узлов и всей установки. Значительные массы качающегося балансира создают большие инерционные нагрузки, ухудшающие устойчивость станка.

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ. Устьевое оборудование типа СУ включает устьевой сальник 12, крестовину 8 и запорные клапаны.

Самоустанавливающиеся устьевые сальники (СУС) изготавливают двух типов: с одним и двумя уплотнениями. Тип сальника выбирается в зависимости от степени газопроявления и высоты положения статического уровня жидкости в скважине. Устьевой сальник состоит из самоустанавливающейся сальниковой головки и тройника. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Отличительная особенность сальника - наличие пространственного шарового шарнира между головкой сальника и тройником. Шаровое соединение обеспечивает само установку головки сальника при несносности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки. Самоустанавливающиеся устьевые сальники рассчитаны на рабочее давление 4 МПа.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет спускать приборы в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок 9 с задвижкой. Для перепуска газа из затрубного пространства в промысловый нефтетрубопровод и для предотвращения излива нефти в случае обрыва устьевого штока предусмотрен обратные клапаны.

Рисунок 5-Схема насосов

НСВ:

1 -- замок и уплотнение насоса; 2 -- шток; 3 -- упор; 4 -- цилиндр;

5 -- контргайка; 6 -- переводник плунжера; 7-- плунжер;

8-- нагнетательный клапан; 9 -- всасывающий клапан;

10-- переводник

Скважинные насосы исполнения НСВ1 предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа на приёме насоса не более 10 %. скважина насосный месторождение газосодержание

Насос состоит из составного цилиндра исполнения ЦС, на нижний конец которого навёрнут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец - замок, плунжера исполнения П1Х, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые соединения которого навинчены: снизу - сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху - клетка плунжера.

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

Скважинный насос спускается на колонне насосных штанг в колонну НКТ и закрепляется в опоре.

Принцип работы заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность. Конструктивно скважинные насосы состоят из цельного цилиндра исполнения ЦБ с всасывающим клапаном, навинченным на нижний конец. На всасывающий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса. Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер исполнения П1Х с нагнетательным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Клапаны насосов комплектуются парой «седло-шарик» исполнения К или КБ. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закреплённый контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор. Насос спускается в колонну НКТ на колонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

3. Проектная часть

3.1 Анализ добывных возможностей скважин

Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока.

K=Q/(Pпл-Pзаб) (м3/МПа сут)

Q - дебит скважины (м3/сут)

Рпл и Рзаб - пластовое и забойное давление (МПа)

К62=12.2/(13.2-5.16)=1.5

К64=8.2/(11.52-7.19)=1.9

К65=1.3/(7.95-2.5)=0.24

К174=0.5/(7.6-4.22)=0.15

К201=6.4/(12.93-6.37)=0.97

К211=20.6/(13.96-8.33)=3.66

К216=1.1/(9.96-3.95)=0.18

К219=2.8/(10.44-7.42)=0.93

К220=2.9/(12.97-5,99)=0.42

К222=3.5/(10.41-4.93)=0.64

К223=7.4/(8.75-6.28)=2.99

К225=4.1/(10.04-7.36)=1.53

К227=3/(12.42-6.2)=0.48

К228=0.2/(11.33-2.12)=0.02

К229=4.6/(9.85-4.17)=0.81

Определение максимального допустимого давления из условия.

Рmax. доп=0,75*Рнас (если nв> 50%), МПа

Рmax. доп=0,3*Рнас (если nв< 50%), МПа где,

Р - давление насыщения, (МПа)

n - обводненность продукции, (%)

n > 50%

Р62=0,75*9.98=7.485

Р174=0,75*9.98=7.485

Р211=0,75*9.98=7.485

Р219=0,75*9.98=7.485

Р222=0,75*9.98=7.485

n < 50%

Р64=0,3*9.98=2.994

Р65=0,3*9.98=2.994

Р201=0,3*9.98=2.994

Р216=0,3*9.98=2.994

Р220=0,3*9.98=2.994

Р223=0,3*9.98=2.994

Р225=0,3*9.98=2.994

Р227=0,3*9.98=2.994

Р228=0,3*9.98=2.994

Р229=0,3*9.98=2.994

Определение максимального допустимого дебита (Q) скважины.

Qmax.доп = K * ( Pпл - Pзаб ) ( м3/МПа сут )

Q62=1.5*(13.12-5.16)=11.94

Q64=1.9*(11.52-7.19)=8.227

Q65=0.24*(7.95-2.5)=1.308

Q174=0.15*(7.6-4.22)=0.507

Q201=0.97*(12.93-6.37)=6.36

Q211=3.66*(13.96-8.33)=20.6

Q216=0.18*(9.96-3.95)=1.08

Q219=0.93*(10.44-7.42)=2.8

Q220=0.42*(12.97-5.99)=2.9

Q222=0.64*(10.41-4.93)=3.51

Q223=2.99*(8.75-6.28)=7.38

Q225=1.53*(9.96-3.95)=1.08

Q227=0.48*(12.42-6.2)=2.98

Q228=0.02*(11.33-2.12)=0.18

Q229=0.81*(9.85-4.17)=4.6

Определение разности дебитов.

Q = Qmax. доп- Qф ( м3/МПа сут )

Q62=11.94-12.2= -0.24

Q64=8.227-8.2= 0.027

Q65=1.308-1.3=0.008

Q174=0.507-0.5=0.007

Q201=6.36-6.4=-0.04

Q211=20.6-20.6=0

Q216=1.08-1.1= -0.02

Q219=2.8-2.8= 0

Q220=2.9-2.9= 0

Q222=3.51-3.5=0.01

Q223=7.38-7.4=-0.02

Q225=4.1-4.1= 0

Q227=2.98-3= -0.02

Q228=0.18-0.2= -0.02

Таблица 3- Сводная таблица расчетных данных добывных возможностей

№ скв.	Qф м3/сут	Рпл. МПа	Рзаб. МПа	Рнас. МПа	К м3/ МПа *сут	Рмах.доп МПа	Qмах.доп м3/сут	?Q м3/сут	nв, %
62	12,2	13.12	5.16	9.98	1.5	7.485	11.94	14,9	54
64	8,2	11.52	7.19	9.98	1.9	2.994	8.227	-0,64	31,8
65	1,3	7.95	2.5	9.98	0.24	2,994	1.308	1,49	4,4
174	0,5	7.6	4.22	9.98	0.15	7.485	0.507	-0,18	57
201	6,4	12.93	6.37	9.98	0.97	2.994	6.36	-0,01	13
211	20,6	13.96	8.33	9.98	3.66	7.485	20.6	0,05	94,4
216	1,1	9.96	3.95	9.98	0.18	2.994	1.08	-0,22	3
219	2,8	10.44	7.42	9.98	0.93	7.485	2.8	-0,41	83,6
220	2,9	12.97	5.99	9.98	0.42	2.994	2.9	-0,25	6,4
222	3,5	10.41	4.93	9.98	0.64	7.485	3.51	0,018	76,9
223	7,4	9.85	6.28	9.98	2.99	2,994	7.38	1,25	5
225	4,1	9.96	3.95	9.98	1.53	2,994	4.1	0,306	3
227	3	12.42	6.2	9.98	0.48	2,994	2.98	-3,88	16,9
228	0,2	11.33	2.12	9.98	0.02	2,994	0.18	2,44	4,5
229	4,6	8.75	4.17	9.98	0.81	2,994	4.6	-0,051	5

Судя по расчетам видно что, в семи скважинах из пятнадцати (№№62, 65, 211, 222, 223, 225, 228 ) максимально допустимый дебит больше фактического дебита, т.е. отбор жидкости, идет в пределах нормы, а в восьми скважинах(№№64, 174, 201, 216, 219, 220, 227, 229) максимально допустимый дебит меньше фактического, то есть идет форсированный отбор жидкости , которой может привести к разрушению призабойной зоны пласта, поэтому необходимо снизить дебит скважин, путем уменьшения числа качаний головки балансира , длины хода полированного штока или при текущем ремонте произвести замену насоса на насос меньшей производительности.

3.2 Анализ технологического режима скважин

Определение газового фактора.

G=176/((1-nв)*pn

G62=176/(1-0.54)*830=0.46

G64=176/(1-0.318)*830=0.31

G65=176/(1-0.044)*830=0.22

G174=176/(1-0.57)*830=0.49

G201=176/(1-0.13)*830=0.24

G211=176/(1-0.944)*830=3.8

G216=176/(1-0.03)*830=0.22

G219=176/(1-0.836)*830=1.29

G220=176/(1-0.064)*830=0.23

G222=176/(1-0.79)*830=0.92

G223=176/(1-0.05)*830=0.22

G225=176/(1-0.03)*830=0.22

G227=176/(1-0.169)*830=0.25

G228=176/(1-0.045)*830=0.22

G229=176/(1-0.05)*830=0.22

Определение коэффициента газосодержания

G0= G * Д ,

Д =сг/св

G - газовый фактор, м3/м3 G0- коэффициент газосодержания,

св,сг- плотность воздуха ( = 1,148) и газа ( = 1,282) соответственно, кг/м3 Д- относительная плотность газа по воздуху

G0 62= 0,46*1,12=0,51

G0 64= 0,31*1,12=0,35

G0 65= 0,29*1,12=0,25

G0 174= 0,49*1,12=0,55

G0 211= 3,8*1,12=4,2

G0 216= 0,22*1,12=0,25

G0 219= 1,29*1,12=1,4

G0220= 0,23*1,12=0,26

G0222= 0,92*1,12=1,03

G0223= 0,22*1,12=0,25

G0225= 0,22*1,12=0,25

G0227= 0,25*1,12=0,28

G0228= 0,22*1,12=0,25

G0229= 0,22*1,12=0,25

Определение плотности газожидкостной смеси.

?ж. =??н. * (1 - nв.) + ?в. * nв. (кг/м3), (nв> 80%)

?ж. = ?н. + ?г*G0 + ?в(nв / 1 - nв ) / В + (nв / 1 - nв ), (кг/м3), (nв< 80%)

где ?ж. - плотность жидкости (кг/м3);

?в. - плотность воды (кг/м3);

?н. - плотность нефти (кг/м3);

nв.- процент воды в добываемой продукции;

?г - плотность газа ( 1,282кг/м3);

G0 - газосодержание;

В - коэффициент =1.094

- с учетом газа

сж=(сн+сг*G+св*nв/(1-nв))/(в+nв/(1-nв)). (кг/м3)

сж 62=(830+1.282*0.51+1046*0.54/(1-0.54))/(1.094+0.54/(1-0.54))=906.9

сж 64=(830+1.282*0.35+1148*0.318/(1-0.318))/(1.094+0.318/(1-03.18))=875.5

сж65=(830+1.282*0.25+1066*0.044/(1-0.956))/(1.094+0.044/(1-0.956))=771.4

сж 174=(830+1.282*0.55+1087*0.57/(1-0.43))/(1.094+0.57/(1-0.43))=946.5

сж 201=(830+1.282*0.27+1136*0.13/(1-0.87))/(1.094+0.13/(1-0.87))=803.9

сж 211=830*(1-0.944)+1137*0.944=1119.8

сж 216=(830+1.282*0.25+1135*0.03/(1-0.97))/(1.094+0.03/(1-0.97))=772.7

сж 219=830*(1-0.836)+1026*0.836=993.9

сж220=(830+1.282*0.26+1140*0.064/(1-0.064))/(1.094+0.064/(1-0.064))=782.96

сж 222=830*(1-0.769)+1023*0.769=978.4

сж223=(830+1.282*0.25+1100*0.05/(1-0.95))/(1.094+0.05/(1-0.95))=772.4

сж225=(830+1.282*0.25+1164*0.03/(1-0.97))/(1.094+0.03/(1-0.97))=862.5

сж 227=(830+1.282*0.28+1087*0.169/(1-0.831))/(1.094+0.169/(1-0.831))=808.8

сж 228=(830+1.282*0.25+1165*0.045/(1-0.955))/(1.094+0.045/(1-0.955))=776.5

сж 229=(830+1.282*0.25+1130*0.05/(1-0.95))/(1.094+0.05/(1-0.95))=773.8

Определение приведенного пластового давления.

Рпр=Рпл/Рср.кр.. (МПа)

Рср.кр..= среднее критическое давление (? 2.56 МПа)

Р62=13.12/2.56=5.125

Р64=11.52/2,56=4.5

Р65=7.95/2,56=3.1

Р174=7.6/2,56=2.97

Р201=12.93/2,56=5.05

Р211=13.96/2,56=5.45

Р216=9,96/2,56=3,9

Р219=10.44/2,56=4.1

Р220=12.97/2,56=5.1

Р222=10.41/2,56=4.1

Р223=8.75/2,56=3.42

Р225=10.04/2,56=3,92

Р227=12.42/2,56=4.85

Р228=11.33/2,56=4.43

Р229=9.85/2,56=3.85

Определение оптимальной глубины погружение насоса под динамический уровень

Нопт.=((спр - сзат)*106)/( сж*g). (М)

сзат- затрубное давление. (МПа)

g - ускорение свободного падения. (9,8)

Н62=((5.125-0.62)*106)/(906.9*9,8)=506.9

Н64=((4.5-0.44)*106)/(875.5*9,8)=473.2

Н65=((3.1-0.54)*106)/(771.4*9,8)=338.6

Н174=((2.97-0,6)*106)/(946.5*9,8)=255.7

Н201=((5.05-0.54)*106)/(803.9*9,8)=572.5

Н211=((5.45-0,7)*106)/(1119.8*9,8)=433.15

Н216=((3.9-0.5)*106)/(772.7*9,8)=449

Н219=((4.1-0.67)*106)/(993.9*9,8)=352.15

Н220=((5.1-0.54)*106)/(782.96*9,8)=594.3

Н222=((4.1-0.56)*106)/(978.4*9,8)=371.3

Н223=((3.42-0.57)*106)/(772.4*9,8)=362.4

Н225=((3.92-0,63)*106)/(862.5*9,8)=389.2

Н227=((4.85-0.7)*106)/(808.8*9,8)= 523.6

Н228=((4.43-0.01)*106)/(776.5*9,8)=580.84

Н229=((3.85-0,57)*106)/(773.8*9,8)=432.5

Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень

hф= L - Hд. (м)

L - глубина спуска насоса (м)

Нд - динамическая высота (м)

hф62=1182-956=226

hф 64=1198-709=489

hф65=1250-1219=31

hф 174=1199-1136=63

hф 201=1042.2-816=226.2

hф 211=984.2-800=184.2

hф 216=1185.6-1185=0.6

hф219=1232-718=514

hф 220=1203-869=334

hф222=1116-1027=89

hф 223=1203-869=334

hф 225=1300-773=527

hф 227=1345-906=439

hф228=1300-1292=8

hф229=1196-1084=112

Определение разности м/д оптимальной и фактической глубиной погружения насоса под динамический уровень

h=Нопт.-hф . (м)

h62=506.9-226= 280.9

h64=473.2-489=-15.8

h65=338.6-31=307.6

h174=255.7-63=192.7

h201=572.5-226.2=346.3

h211=433.15-184.2= 248.95

h216=449-0.6=448.4

h219=352.15-514= -161.85

h220=594.3-334= 260.3

h222=371.3-89=282.3

h223=362.4-334=28.4

h225=389.2-527= -137.8

h227=523.6-439=84.6

h228=580.84-8= 572.84

h229=432.5-112= 320.5

Определение коэффициента подачи насоса.

з=Qф/Qт

з62=12.2/21.1=0.58

з64=8.2/13.6=0,6

з65=1.3/3.5=0,37

з174=0.5/2.9=0.17

з201=6.4/15.6=0,41

з211=20.6/24.1=0.05

з216=1.1/4.6=0.24

з219=2.8/5.5=0.5

з220=2.9/8.5=0.34

з222=3.5/17.9=0.19

з223=7.4/26.5=0.28

з225=4.1/5.6=0.73

з227=3/4.8=0.625

з228=0.2/3.9=0.05

з229=4.6/8=0.575

Таблица 4- Таблица расчетных данных технологического режима

№ скв.	G0 (м3/м3)	ж (кг/м3)	Рпр (МПа)	Нопт (м)	hф (м)	h (м)
62	0,51	906.9	5.125	506.9	226	280.9	0.58
64	0,35	875.5	4.5	473.2	489	-15.8	0,6
65	0,25	771.4	3.1	338.6	31	307.6	0,37
174	0,55	803.9	2.97	255.7	63	192.7	0.17
201	0,27	946.5	5.05	572.5	226.2	346.3	0,41
211	4,2	803.9	5.45	433.15	184.2	248.95	0.575
216	0,25	1119.8	3,9	449	0.6	448.4	0.24
219	1,4	772.7	4.1	352.15	514	-161.85	0.5
220	0,26	993.9	5.1	594.3	334	260.3	0.34
222	1,03	782.96	4.1	371.3	89	282.3	0.19
223	0,25	978.4	3.42	362.4	112	28.4	0.28
225	0,25	772.4	3,92	389.2	527	320.5	0.73
227	0,28	773.8	4.85	523.6	439	84.6	0.625
228	0,25	808.8	3.85	580.84	8	-137.8	0.05
229	0,25	776.5	4.43	432.5	334	572.84	0.05

Проведя анализ технологических режимов обнаружилось, что в трех скважинах (№№64,219,228)разница между оптимальным и фактическим уровнями погружения под насос имеет отрицательное значение, что говорит, о необходимости такого заглубления насоса из-за вредного влияния газа.

Если посмотреть коэффициент подачи насоса скважин (№№62,64,65,174,201,211,216,219,220,222,223,228,229) - он низкий (от 0.05 до 0.58) т.к. работа глубинной штанговой установки считается удовлетворительной, если установка работает с коэффициентом подачи не менее 0,6. Необходимо провести исследования скважин динамометрированием, определить причину.

В скважинах №174, 216, 222, 223, 228, 229 можно сказать, что насос практически не работает.

Скважины №64, 227 работают в оптимальном режиме (коэффициент подачи насосов от 0,6 до 0,8).

3.3 Выбор оборудования по скважине № 62

Для расчета возьмем скважину № 62

1. Определяем планируемый отбор жидкости по уравнению притока Q=K*(Pпл-Pзаб) (м3/сут)

Q - планируемый отбор (м3/сут)

Pпл - пластовое давление (МПа)

Pзаб - давление забойное (МПа)

K - коэффициент продуктивности (м3/ МПа *сут)

Q= K*(Pпл-Pзаб)=1.5*(13.2-5.16)=11.94(м3/сут)

Определяем глубину спуска насоса под динамический уровень

L=Hф-((Pзаб-Pпр)*106)/(сж*g) (м)

Нф - фактическая глубина (м).

Рпр - приведенное давление (МПа).

L = 1435-(5.16-5.125)*106 /(906,9*9,8)=1430 (м).

2. Определяем теоретическую производительность установки Qт=Q*103/сж* з

Qф - фактический дебит

з - коэффициент подачи насоса

сж - плотность жидкости

Qт=12,2*103/906,9*0,58=23,19м3/сут

3. По диаграмме А.Н. Адонина выбираем диаметр насоса и тип СК в зависимости от глубины спуска и объёмной производительности:

dнас =32 мм

маркировка станка качалки;

максимальная нагрузка на головку балансира;

длина хода полированного штока;

максимальный крутящийся момент электродвигателя.

4. Выбираем по рекомендательным таблицам двухступенчатую компоновку колонны насосных штанг в зависимости от диаметра насоса и числа качаний головки балансира;

dнкт =60мм

dшт = 22мм - 31% - 443,3 м

dшт = 19мм - 69% - 986,7 м

5. Определяем число качаний головки балансира

n=Qф * 103 / 1440 * F * S * Ю* сж

Qф- фактический дебит

F - площадь поперечного сечения плунжера

S - длина хода плунжера

Ю - коэффициент подачи

сж- плотность жидкости

F = пd2/ 4

d - диаметр насоса.

F= 3.14 *0.0322 / 4 = 0,0008 (м2)

n=12,2*103/1440*0,0008*2,1*0,58*906,9=6 кач/мин

6. Определяем мощность электродвигателя

dнас- диаметр насоса;

длина хода штока;

коэффициент подачи насоса;

КПД насоса(0,9);

КПД станка-качалки(0,82);

коэффициент уравновешивания СК(1,2);

плотность смеси;

число качаний балансира;

глубина спуска насоса;

Q (т/сут)	L (м).	Qт м3/сут	dнас	dНКТ	n кач/мин	N кВт
11.94	1430	23,19	32	73	6	11.5

Выводы по выбору оборудования скважины №62

По рассчитанной мощности электродвигателя подходит СК5-3-2500.

Допустимая нагрузка на головку балансира 5т, выбираем двухступенчатую колонну штанг d 22 мм -443,3 м (31%), d 19 мм - 986,7 м (69%). Выбираем электродвигатель серии 4 АР для 11,5 кВт. Насос выбрал НСВ-32 (выбор делал по диаграмме Адонина «Расчеты в добыче нефти», стр.150), число качаний которого 6 раз в минуту при длине хода плунжера 3 м. Максимальный крутящий момент на валу электродвигателя 2500.

3.4 Выводы и рекомендации по УШГН

Рассмотрев работу 15 скважин оборудованных УШГН, на Асюльской площади Батырбайского месторождения. Произвел расчеты анализа добывных возможностей скважин и технологических режимов работы, сделал подбор оборудования для скважины №62 ,произвел следующие рекомендации по оптимизации работы скважины:

Рекомендации по скважине №62

На скважине № 62: динамический уровень Нд = 956 м, коэффициент подачи з = 0,58, рекомендую провести исследования методом динамометрирования , а затем принимать решения по компоновке подземного оборудования.

4. Организационная часть

4.1 Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации УШГН

Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей его с деталями вышки или мачты, а также фундамента и грунта.

Устье скважины должно быть оборудовано устьевой арматурой, позволяющей отбирать газ из затрубного пространства и проводить исследовательские работы.

Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 м.

При набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специальным зажимом.

Устьевой сальник скважины с возможными фонтанными проявлениями

должен иметь конструкцию, позволяющую безопасно менять набивку.

При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески полированного штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

Установку противовесов на балансире разрешается производить при соединенном балансире с кривошипно-шатунном механизмом и сальниковым штоком.

Балансирные противовесы станков-качалок должны состоять из секций весом не более 40 кг каждая и быть надежно закреплены.

Канатная и цепная подвески должны сниматься и надеваться специальным приспособлением с пола или с переносных лестниц, площадок.

10. При уравновешивании станка-качалки, перестановке пальцев кривошипов и динамометрировании для фиксации требуемого положения балансира следует пользоваться тормозными устройствами.

Указанные работы запрещается производить при неисправном тормозе станка-качалки.

Подвеска головки балансира должна соединяться с полированным штоком специальным приспособлением.

Запрещается поворачивать шкив станка-качалки вручную и тормозить его путем подкладывания трубы, лома или других предметов в спицы.

При перестановке или смене пальцев кривошипно-шатунного механизма шатун следует надежно крепить к стойке станка- качалки, а на сальниковый шток следует устанавливать зажим.

Еженедельно следует проверять надежность болтовых, шпоночных соединений станков-качалок. Эти работы проводятся при остановленных, заторможенных станках-качалках и вывешенном на отключающем устройстве предупредительном плакате "Не включать - работают люди".

Запрещается проходить под балансиром работающего станка-качалки.

Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что редуктор станка-качалки не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей, и только после подачи сигнала о пуске включать станок-качалку в работу.

При посторонних стуках в частях оборудования станка- качалки следует немедленно остановить станок-качалку и сообщить мастеру.

До начала ремонтных работ на скважине, оборудованной ручным, автоматическим или дистанционным запуском станка-качалки, привод должен быть отключен, а на отключающем устройстве вывешен плакат "Не включать - работают люди".

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью "Внимание Пуск автоматический". Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.

Пусковое устройство станка-качалки должно находиться непосредственной близости от тормоза.

Все станки-качалки должны иметь прочные металлические ограждения, исключающие возможность попадания людей и животных под вращающиеся части станка. Для удобства во время ремонта ограждения должны выполняться съемными, перильчатого типа. Шкив электродвигателя СКН и приводные ремни ограждаются съемным ограждением сетчатого типа с установкой лобового щита.

При пуске и остановке насоса должна быть проверена правильность открытия и закрытия соответствующих задвижек. Запрещается пуск поршневых насосов при закрытой задвижке на нагнетательной линии.

4.2. Противопожарные мероприятия

Вся территория производственных объектов бурения скважин и добычи нефти и газа, установки для сбора, хранения, транспорта нефти и газа, а также производственные помещения должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

Не допускать замазучивания производственной территории и помещений, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВ и ГЖ) мусором и отходами производства, сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава и т.д. должны убираться, а место разлива ГЖ и ЛВ должны также тщательно убираться и засыпаться сухим песком или грунтом.

Вокруг площадок и пожаро- и взрывоопасных объектов и сооружений, расположенных на территории нефтегазодобывающего предприятия, периодически должна скашиваться трава в радиусе не менее 5м.

Дороги к сооружениям, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения нельзя загромождать и использовать для складирования материалов, деталей, оборудования.

У пожарных гидрантов необходимо установить надписи указатели, позволяющие быстро определить место их расположения.

В пожаровзрывных объектах, цехах, складах, и на их территории курение запрещается. В таких местах должны быть вывешены предупредительные надписи «Курение запрещается».

На территории предприятия, за исключением мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной, запрещается разведение костров, выжигание травы, нефти.

Не применяйте для освещения пожароопасных и взрывоопасных производственных установок источники открытого огня.

Строго следить за герметичностью оборудования (особенно фланцевых соединений и сальников). В случае обнаружения пропусков примите меры к их устранению.

Отогревание замерзшего оборудования производится только паром или горячей водой. Применение открытого огня запрещается.

Заключение

Асюльская площадь Батырбайского месторождения в данный момент находится на третьей стадии разработки , поэтому эксплуатация ведётся интенсивно, с закачкой воды для поддержания достаточного пластового давления. На месторождении наблюдается большой процент содержания воды в добываемой продукции. В среднем на месторождении обводнённость составляет около 50%

В своей работе произведен расчет добывных возможностей 15 скважин, оборудованных УШГН, на Асюльская площади. Проведен подбор оборудования, сделаны выводы и рекомендации. После теоретических расчётов, выполненных мною в курсовом проекте, я смогу правильно выбрать наземное и подземное оборудование скважин, оборудованных УШГН.

Список используемой литературы

1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю. ,Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1989.

2. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990.

3. Геологические фонды ЦДНГ-6.

4. Каюкова Г.П., Шестерина Н.В., Гарейшина А.З., Романов Г.В. // НТЖ Нефтепром. Дел. -М.: ВНИИОЭНГ, 1997.- №2.- С. 29;

5. Методические рекомендации по выполнению практической работы Расчёт и подбор оборудования для насосной эксплуатации скважин.

6. В.Я. Юрицын, А.Г. Соколова, В.Г. Калачева, В.В. Гафнер Исследование. Состав асфальтосмолопарафино отложений в добывающих скважинах в физико-химических свойств парафиновых отложений на стенках нефтяных резервуаров - 1988.- №10.- С. 44-46. 4.

7. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчёты в добыче нефти. -М.: Недра, 1979.

Размещено на Allbest.ru

...