Аналіз добувних можливостей свердловин, що обладнані штанговими свердловинними насосними установками

СвердловинаБ

n = 11,4%

Рmaxдоп. = 0,3·Рнас = 0,75·20 = 15 МПа;

СвердловинаВ

n =99,1%

Рmaxдоп. = 0,3·Рнас = 0,3·20 = 6 МПа;

СвердловинаГ

n = 8,3%

Рmaxдоп. = 0,75·Рнас = 0,75·20 = 15 МПа.

2.2 Визначення максимально допустимого дебіту свердловини

Qmaxдоп. = К(Рпл - Рmaxдоп.); м3/добу

Qmaxдоп. - максимально допустимий дебі тсвердловини, т/добу;

К - коефіцієнт продуктивності, т/добу/МПа;

Рпл. - пластовий тиск, МПа;

Рmaxдоп. - максимальний допустимий тиск, МПа;

СвердловинаА

Qmaxдоп. = 0,1(24,8-6) = 1,88 т/добу;

СвердловинаБ

Qmaxдоп. =0,2(35,4-15) = 4,08 т/добу;

Свердловина В

Qmaxдоп.= 0,4(44,3-6) = 15,32 т/добу;

СвердловинаГ

Qmaxдоп. = 1(26,8-15) = 11,8 т/добу.

2.3 Визначення різниці між максимальним та фактичним дебітом свердловини

?Q = Qmaxдоп. - Qф, т/добу;

?Q - різниця між максимальним і фактичним дебітом свердловини, т/добу;

Qmaxдоп. - максимально допустимий дебі тсвердловини, т/добу;

Qф - фактичний дебіт свердловини, т/добу.

СвердловинаА

?Q = 1,88-7,9= -6,02 т/добу;

СвердловинаБ

?Q = 4,08-11,1 = -7,02 т/добу;

СвердловинаВ

?Q = 15,32-33,9 = -18,58 т/добу;

СвердловинаГ

?Q = 11,8-17,7 = -5,9 т/добу.

Аналіз добувних здібностей свердловин

№	№ свердл.	К т/добу/МПа	Рmax доп. МПа	Qmaxдоп. т/добу	?Q т/добу
1	А	0,1	6	1,88	-6,02
2	Б	0,2	15	4,08	-7,02
3	В	0,4	6	15,32	-18,58
4	Г	1	15	11,8	-5,9

Виходячи з розрахунків, що наведені вище, видно,що фактичний дебіт усіх свердловин від'ємний,тому я рекомендую провести на даних свердловинах заміну обладнання - свердловинного насоса (ШСН).

Аналіз технологічних режимів

Визначення відносної густини газу за повітрям

В навчальнихцілях, для курсового проекту приймаємо значення густин газу та пластової води однакові для всіх свердловин родовища.

де - відносна густина газу на родовищі;

- відносні густини газу продуктивних горизонтів;

- кількість продуктивних горизонтів.

(0,7934+0,774+0,739)/3=0,769

Визначення густини газу та пластової води продуктивних горизонтів

де - відносна густина газу на родовищі;

- густина метану за температури , кг/м3;

- відносна густина метану.



де - густина пластової води продуктивних горизонтів, кг/м3;

- густини пластових вод відповідних горизонтів, кг/м3;

- кількість продуктивних горизонтів.

(кг/м3)

Визначення густини пластової рідини

де - густина пластової рідини, кг/м3;

- густина нафти, кг/м3;

- густина газу, кг/м3;

- густина пластової води, кг/м3;

- газовий фактор, м3/кг;

- коефіцієнт обводненості свердловини;

- об'ємний коефіцієнт, .

CвердловинаА

(кг/м3);

CвердловинаБ

(кг/м3);

CвердловинаВ

(кг/м3);

CвердловинаГ

(кг/м3);



2.4 Визначення об'ємного газовмісту потоку

де - дійсний об'ємний газовміст (газонасиченість) потоку (безрозмірний);

- об'ємний витратний газовміст потоку.

У нафтопромисловійпрактиці з огляду на умовність виділення структур газорідинних сумішей часто обмежуються залежністю Арманда і Невструєвої при , , тобто .

- об'ємнівитратирідини і газу відповідно, м3/добу;

де - дебітрідини, т/добу;

- густина пластової рідини, кг/м3.

Свердловина А

(кг/м3);

;

.

Свердловина Б

(кг/м3);

;

.

Свердловина В

(кг/м3);

;

.

Свердловина Г

(кг/м3);

;

.

2.5 Визначення густини газорідинної суміші в інтервалі вибій-прийом насоса

де - густина газорідинної суміші в інтервалі вибій - прийом насоса, кг/м3;

- дійсний об'ємний газовміст (газонасиченість) потоку;

- густина пластової рідини і газу відповідно, кг/м3.

Свердловина А

(кг/м3).

Свердловина Б

(кг/м3).

Свердловина В

(кг/м3).

Свердловина Г

(кг/м3).



2.6 Визначення тиску на прийомі насоса

де - тиск на прийомі насоса, Па;

- вибійний тиск, Па;

- глибина свердловини (до середини інтервалу перфорації), м;

- глибина спуску насоса, м;

- густина газорідинної суміші в інтервалі вибій - прийом насоса, кг/м3.

- прискорення вільного падіння, м/с2.

Свердловина А

(Па).

Свердловина Б

(Па).

Свердловина В

(Па).

Свердловина Г

(Па).

2.7 Визначення оптимальної глибини занурення насоса під динамічний рівень

- оптимальна глибина занурення насоса під динамічний рівень рідини, м;

- тиск на прийомі насоса, МПа;

- тиск у затрубному просторі, МПа;

- густина пластової рідини, кг/м3;

- прискорення вільного падіння, м/с2.

Свердловина А

(м).

Свердловина Б

(м).

Свердловина В

(м).

Свердловина Д

(м).

2.8 Визначення фактичної глибини занурення насоса під динамічний рівень

де - фактична глибина занурення насоса під динамічний рівень рідини, м; - глибина спуску насоса, м; - динамічний рівень рідини, м.

СвердловинаА

hф.=2226-1637=589 м;

СвердловинаБ

hф=1906-0=1906 м;

СвердловинаВ

hф.=1800-1250=550 м;



2.9 Визначення різниці між оптимальною і фактичною глибиною занурення насоса

де - різниця між оптимальною і фактичною глибиною занурення насоса, м;

- оптимальна і фактична глибини занурення насоса під динамічний рівень рідини, м.

СвердловинаА

Дh=1169,67-589=580,67м;

Свердловина Б

Дh=3088,6-1906=1185,6м;

Свердловина В

Дh=2107,01-550=1557,01 м;

Свердловина Г

Дh=2722,06-1144=1576,06 м;

Аналіз технологічних режимів свердловин

№ св.		, кг/м3	, кг/м3	, МПа	, м	, м	, м
А	0,8	1045,8	209,8	12,7	1169,67	589	580,67	0,32	0,769
Б	0,82	844,9	152,7	26,2	3088,6	1906	1185,6	0,59	0, 769
В	0,41	1146,6	676,8	24,2	2107,01	550	1557,01	0,9	0, 769
Г	0,82	835,1	150,9	22,3	2722,06	1144	1576,06	0,6	0, 769

У результаті проведених розрахунків, я прийшов до висновку, що насоси в усіх свердловинах занурені на недостатню глибину, тому я рекомендую опустити їх на відповідні величини . На свердловині А коефіцієнт подачі насоса складає 0,32;.Цей показник менший за 0,4,отже, насос на цій свердловині працює не раціонально і потребує заміни. На свердловині Б,В і Г коефіцієнти подачі насоса становить 0,59;0,9 і 0,6 відповідно, тобто заміна насосів не потрібна.

2.10 Вибір обладнання свердловин

Визначення дебіту свердловини

де - розрахований дебіт свердловини, т/добу;

- коефіцієнт продуктивності свердловини, т/(добу*МПа);

- пластовий тиск у свердловині, МПа;

- тиск на вибої свердловини, МПа.

СвердловинаА

Q=0,1(24,8-15,6)=0,92 т/доб;

СвердловинаБ

Q= 0,2(35,4-28,8)=1,32 т/доб;

СвердловинаВ

Q=0,4(44,3-36,5)=3,12 т/доб;

Свердловина Г

Q=1(26,8-25)=1,8 т/доб;

Визначення глибини спуску насосу

де - глибина спуску насоса, м;

- фактична глибина свердловини, м;

- тиск на вибої свердловини, МПа;

- гранично оптимальний тиск, МПа;

- густина рідини, кг/м3;

.

CвердловинаА

=0,3?24,8=7,44МПа;

(м).

CвердловинаБ

=0,3?35,4=10,62 МПа;

(м).

CвердловинаВ

.=0,3?44,3=13,29 МПа;

(м).

СвердловинаГ

.=0,3?26,8=8,04 МПа;

(м).

Вибір діаметра глибинного насоса та типу верстата-качалки

По діаграмі „АзНИИ"Адоніна (див.додатки) для вибору глибинного обладнання нормального ряду вибираємо діаметр насоса

СвердловинаА

dн=28мм 7СК=12=2,5=4000

СвердловинаБ

dн=28мм 5СК=6=1,5=1600

СвердловинаВ

dн=38мм 7СК=12=2,5=4000

СвердловинаГ

dн=28мм 5СК=6=1,5=1600

Вибір типу та виконання насосу

СвердловинаА

НВ1С-29-25-25

СвердловинаБ

НВ1С-29-25-25

СвердловинаВ

НВ1С-38-30-20

СвердловинаГ

НВ1С-29-25-25

В умовному шифрі насоса НВ1С-29-25-25, позначено:

НВ1- насос вставний з замком зверху;

С-зіскладним (втулочним) циліндром (із набору втулок, стягнутих всередині кожуха фасонними гайками);

29- діаметр насоса;

25- довжина ходу плунжера, помножена на 100 мм;

25- напір насоса, помножений на 100 м

2.3.5. Вибір конструкції штанг і НКТ

Вибираємо за рекомендаційними таблицям конструкцію насосних штанг і НКТ

СвердловинаА

Конструкція насосних штанг - триступенева

dнш=25мм

L=0,21*2824,6=593,2м

.

Приймаємо 74 штангм діаметром 25мм (592м).

dнш=22мм

L=0,23*2824,6=649,7м

.

Приймаємо 81 штангу діаметром 22мм (648м).

dнш=19мм

L=2824,6-(593,2+649,7)=1581,7м

.

Приймаємо 198 штанг діаметром 19мм (1584м).

dнкт=60мм

Свердловина Б

Конструкція насосних штанг - двоступенева:

dнш=22мм

L=0,72*1458,6=1050,2 м

.

Приймаємо 131 штангу діаметром 22мм (1048м).

dнш=19мм

L=1458,6-1050,2=408,4м

.

dнкт=60мм

Приймаємо 51 штангу діаметром 19мм (408м).

Свердловина В

Конструкція насосних штанг - двоступенева:

dнш=22мм

L=0,435*1586,5=690,1м

.

Приймаємо 86 штанг діаметром 22мм (688м).

dнш=19мм

L=1586,5-690,1=896,4м

.

Приймаємо 112 штанг діаметром 19мм (896м).

dнкт=60мм

Свердловина Г

Конструкція насосних штанг - двохступенева:

dнш=25мм

L=0,72*1559,8=1123,1м

.

Приймаємо 140 штанг діаметром 25мм (1120м).

dнш=22мм

L=1559,8-1123,1=436,7м

.

Приймаємо 55 штанг діаметром 22мм (440м). dнкт=60мм

Визначаємо кількості коливань верстата-качалки

- кількість коливань верстата-качалки, хв-1;

- дебіт свердловини, кг/добу;

- довжина ходу штока, м;

- ККД насоса, ;

- густина газорідинної суміші в інтервалі вибій - прийом насоса, кг/м3;

- площа поперечного перерізу плунжера насоса, м2.

- діаметр насоса (плунжера), м.

СвердловинаА

(м2);

.

СвердловинаБ

(м2);

.

СвердловинаВ

(м2);

.

СвердловинаГ

(м2);

.

Вибір типу насосів та визначення кількості коливань верстата-качалки

№ свердловини	Q т/доб	Lн м	dн мм	Тип насоса	N кач/хв
А	0,92	2824,6	0,028	НВ1C-29-25-25	2,5
Б	1,32	1458,6	0,028	НВ1C-29-25-25	8,1
В	3,12	1586,5	0,038	НВ1C-38-30-20	1,4
Г	1,8	1559,8	0,028	НВ1C-29-25-25	11,2

За результатами проведених розрахунків мною вибране обладнання, штангові свердловинні насоси та верстати-качалки, яке є більш доцільним при використанні на свердловинах із даними дебітами (св.А - 0,92 т/доб, св.Б - 1,32 т/доб, св.В - 3,12 т/доб, св.Д - 1,8 т/доб).На свердловині В я рекомендую встановити насос типу НВ1С-38-30-20 із верстатом-качалкою 7СК-12-2,5-4000, на свердловинах А, Б і Г - насоси типу НВ1С-29-25-25 і верстати-качалки5СК-6-1,5-1600 для Б і Г,та 7СК-12-2.5-4000 для А відповідно. Число качків верстата-качалки для свердловин А, Б, В і Г становить 2,5; 8,1; 1,4 і 11,2кач/хв відповідно.

Отже,так як фактичний дебіт усіх свердловин від'ємний,тому я замінив усі штангово свердловинні насоси.Оскільки,насоси в усіх свердловинах опущені на недостатню глибину,то я рекомендую опустити їх на відповідні величини,які розраховані в курсовому проекті.А також в ході розрахунків обрав типи верстатів качалок для кожної свердловини і насоси типу НВ1С.



3. Охорона надр навколишнього середовища

Завданням законодавства про охорону навколишнього середовища є встановлення відносин в області охорони, використання та відновлення природних ресурсів, забезпечення екологічної безпеки, запобігання і ліквідація негативного впливу господарської діяльності та довкілля.

Кожен громадянин України має право на:

безпечне для його життя і здоров'я навколишнє природне середовище;

отримання екологічної освіти;

участь у роботі громадських екологічних формувань.

Державний контроль у сфері охорони довкілля здійснюють ради депутатів, міністерства охорони навколишнього природного середовища. Нагляд за дотриманням вимог законодавства здійснює генеральний прокурор України. Закон регулює також використання природних ресурсів. Для фінансування заходів з охорони довкілля створено державний і регіональний фонди охорони навколишнього природного середовища за рахунок :

штрафів за забруднення довкілля;

штрафів за порушення норми і правил охорони навколишнього природного середовища;

добровільних внесків підприємств та громадян у законодавстві зазначено заходи щодо забезпечення екологічної безпеки, а також природні території та об'єкти що підлягають окремій охороні ( природно-заповідний фонд, курортні та лікувально-оздоровчі зони, тощо ).

Порушення законодавства України про охорону довкілля тягне за собою дисциплінарну, адміністративну та кримінальну відповідальність. Законодавство України про охорону навколишнього природного середовища складається із зеленого, водного, лісового кодексів, законодавства про надра, про охорону атмосферного повітря, про охорону та використання водних і земельних ресурсів.



4. Техніка безпеки при експлуатації свердловин штанговими насосами

Гирло свердловини обладнують запірною арматурою і сальниковим засобом герметизації устя.

Обв'язка устя свердловини повинна дозволяти зміну набивки сальника полірованого штока, при тиску в свердловині ,замір тиску на усті і температури.

До початку ремонтних робіт або перед оглядом обладнання періодично працюючої свердловини з автоматичним, дистанційним або ручним пуском, електродвигун повинен відключатися. Вантаж повинен бути спущений в нижнє положення і заблокований гальмівним засобом, а на пусковому пристрої повинен бути знак: "Не вмикати працюють люди".

На свердловинах з автоматичним та з дистанційним керуванням верстатів-качалок поблизу пускового пристрою на видному місці повинні бути закріпленні плакати з написом: „Увага! Пуск автоматичний ".

Кривошипно-шатунний механізм верстата-качалки, площадка обслуговування електропривода і пусковий пристрій повинні бути пофарбовані і загороджені.

Система заміру дебіту, пуску, зупинки свердловини повинні мати вихід на диспетчерський пульт.

Верстат-качалка повинен бути встановлений так, щоб рухаючі частини не торкалися з фундаментом або ґрунтом.

Для обслуговування гальма верстата-качалки встановлюється площадка з огорожею.

При крайньому нижньому положенні головки балансира відстань між траверсою підвіски сальникового штоку або штанготремачем і сальником на усті повинно бути не менше 20 метрів.

Кондуктор (технічна колона) повинен бути зв'язаний з рамою верстата-качалки не менш ніж двома стальними провідниками заземлення, приварених в різних місцях до кондуктора. Переріз прямокутного провідника повинен бути не менше 48 мм, товщина стінок кутової сталі не менше 4 мм, діаметри круглих заземлень 10 мм.

Заземлюючі провідники, які з'єднують раму верстата-качалки з кондуктором (технічною колоною), повинні бути закопані в землю не менш, ніж на 0.5м.

Застосування для цих цілей стального канату не допускаються. З'єднання заземляючи провідників повинні бути доступні для огляду.

4.1 Протипожежні заходи

1. На кожному підприємстві необхідно мати данні про показники пожежно вибухової безпеки речовин та матеріалів, котрі застосовуються в технологічних процесах.

2. Параметри режиму роботи технологічного обладнання, з'єднаного зі застосуванням горючих газів, зріджених горючих газів легкоспалахуючих речовин, а також з наявністю вибухопожежно небезпечного пилу, забезпечує вибухопожежобезпечність технологічного процесу.

3. Температура підігріву темних нафтопродуктів при зберіганні, а також при проведенні зливо-наливних операцій нижче температури спалаху нафтопродукту в закритому гирлі на 35 єС і не перевищувати 90 єС.

4. На приборах контролю і регулювання позначають допустимі області вибухопожежнобезпечних параметрів роботи технологічного обладнання.

5. При відхиленнях одного або декількох вибухонебезпечних параметрів від допустимих границь прилади контролю та регулювання подають попереджувальні та аварійні сигнали.

6. Для кожного резервуара встановлюється максимальна границя заповнення.

7. Схема обв'язки трубопроводу передбачає, як правило, можливість виключення несправного обладнання із технологічного процесу і забезпечує аварійний злив.

8. Основне та допоміжне технологічне обладнання підприємства захищає від статичного струму.

9. Роботи на вибухопожежнонебезпечних технологічних об'єктах виконується інструментом, що виключає утворення іскор.

10. Обладнання лінійної частини магістральних нафтопродуктопроводів, а також їх огорожу тримають в цілому стані, а рослинність в межах огорожі систематично знищують.

11. Споруди захисту від розливу нафтопродуктів, своєчасно ремонтуються, очищуються від нафтопродуктів і відкладів.

12. Приміщення насосних станцій повинні бути оснащенні газоаналізаторами вибухонебезпечних концентрацій, а при їх відсутності на об'єкті встановлюють порядок відбору і контролю проб.

13. Встановлюють постійний контроль за герметичністю резервуарів та їх обладнання.

14. Люки, які потрібні для заміру рівня і відбору проб із резервуарів мають герметичні кришки. З внутрішньої сторони люки забезпечують кільцями з металу, запобігають утворенню іскор.

15. Перед розпалом вогневої печі трубопроводи подачі палива до всіх непрацюючих форсунок заглушуються. Запалювати форсунки вогневої печі без попередньої продувки камери спалювання та димової труби водяним паром забороняється. Продувку треба вести не менше 15 хвилин після появи пара з димової труби.

16. Для підігріву трубопроводів та вузлів засувок використовують пару, гарячу воду або пісок, а також електропідігрів в вибухозахищенному виконанні.

17. Мережі евакуаційного освітлення та систем пожежної автоматики з'єднуються незалежно від основної мережі джерелом живлення або автоматично переключаються при відключені основних джерел.

18. Споруди, будівлі та відкриті виробничі установки в залежності від призначення, класу вибухонебезпечних і пожежних зон, середньорічної тривалості гроз у районі їх розташування та очікуваної кількості пораження блискавкою забезпечують блискавко-захисне спорудження та будівлі та дійсних правил.

нафтовий виробничий свердловина насосний



Список літератури

1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб.для техникумов. - М.: Недра, 1989. - 480 с.: ил.

2. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти/ Под ред. К.Р. Уразакова. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 374 с.: ил.

3. Бойко В.С., Кондрат Р.М., Яремійчук Р.С. Довідник з нафтогазової справи. - К.: Львів, 1996. - 620 с.

4. Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ: Підручник. - 3-є доповнене видання - К.: "Реал-Принт", 2004. - 695 с.

5. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования: Учебник для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1985. - 391с.

6. Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. - Уфа, 2002. - 290 с.

7. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

8. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи -М.: Недра, 1984. - 272 с.

9. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. - М.: Недра, 1967. - 380 с.

10. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989. - 240 с.

11. Проект розробки Козіївського родовища, 1980.

Размещено на Allbest.ru

...