Измерение нагрузок на штанги и определение неисправностей с помощью динамографов различного типа на Конитлорском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автономное учреждение профессионального образования

Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

«Нефтеюганский политехнический колледж»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по ПМ 01 Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

На тему: Измерение нагрузок на штанги и определение неисправностей с помощью динамографов различного типа на Конитлорском месторождении

Выполнил обучающийся гр.РЭ3.22

Иванов И.И.

Руководитель: Табакова Ю.А.

г. Нефтеюганск 2023 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Геолого-промысловая характеристика Конитлорского месторождения

1.2 Состав и свойства пластовых жидкостей и газа на Конитлорском месторождении

2. Технико-технологический раздел

2.1 Анализ системы разработки Конитлорского месторождения

2.2 Динамика основных показателей разработки Конитлорского месторождения

2.3 Фонд скважин Конитлорского месторождения

2.4 Устройство и принцип действия динамографов различного типа на Конитлорском месторождении

2.5 Динамометрирование. Измерение нагрузок на штанги на Конитлорском месторождении

2.6 Определение неисправностей с помощью динамографов различного типа на Конитлорском месторождении

3. Охрана труда и противопожарная безопасность при измерении нагрузок на штанги и определении неисправностей с помощью динамографов различного типа на Конитлорском месторождении

4. Охрана окружающей среды

Заключение

Список литературы

Приложения

ВВЕДЕНИЕ

Конитлорское нефтяное месторождение открыто в 1980 году благодаря скважине компании Главтюменьгеологии номер 172. Палеозийские отложения были вскрыты скважиной номер 153, и они находятся на глубине 2829 метров, и представлены эффузивами. На консолидированном фундаменте с размывом, а также угловым несогласием находятся отложения нижней юры. Платформенный разрез включает в себя юрские и меловые отложения. Палеоген представлен здесь палеоценом, эоценом, датским ярусом, а также олигоценом. Толщина четвертичных отложений составляет порядка сорока пяти метров. Подошва многолетнемерзлых пород находится на уровне трехсот метров, а кровля на глубине ста пятидесяти метров.

Основой исследования глубинно-насосных штанговых установок является динамометрирование - метод оперативного контроля за работой подземного оборудования и основа установления правильного технологического режима работы насосной установки.

Суть метода заключается в том, что нагрузку на сальниковый (полированный) шток определяют без подъема насоса на поверхность с помощью динамографа. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока. Записанная диаграмма называется динамограммой.

На Конитлорском месторождении наиболее распространенным типом динамографа является СИДДОС-автомат.

В данном курсовом проекте будут рассмотрены некоторые типы динамографов, а также осложнения при эксплуатации штанговых глубинных насосных установок.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Геолого-промысловая характеристика Конитлорского месторождения

Конитлорское месторождение - это крупное нефтяное месторождение, которое располагается на территории Российской Федерации. Оно находится на территории в Ханты-Мансийском автономном округе и относится к Сердне-Обской нефтегазовой области, которая в свою очередь принадлежит Западно-Сибирской нефтегазоносной промышленности. В территориальном плане оно находится на северо-западном склоне Сургутского свода, а также приурочено к Конитлорскому и Сукуръяунскому локальным поднятиям. По своему отражающему горизонту Б это поднятие оконтурено изогипсой длиной 2650 метров. Площадь составляет 65 квадратных километров.

Конитлорское нефтяное месторождения входит в распределенный фонд недр. Оно отнесено к числу крупных месторождений, а по уровню своей промышленной освоенности относится к разрабатываемым месторождениям. Лицензия на него выдана российской компании ОАО Сургутнефтегаз, в 1997 году.

Геологический разрез месторождения характеризуется широким диапазоном нефтеносности - начиная с отложений юрского возраста и кончая нижне-меловыми осадками.

Строение пластов в разрезе напоминает черепицу, где отдельные слои - линзы песчаников перекрывают друг друга и имеют слабый наклон вниз с востока на запад. В восточном направлении песчаные линзы ачимовской толщи выклиниваются вверх по склону, в юго-западном направлении из-за удаленности источников сноса и дефицита терригенного материала происходит постепенное замещение ачимовских пластов глинистыми аналогами. Общая толщина ачимовской толщи изменяется от 35 м (скв. 152) в западной части площади до 217 м (скв. 156) в восточной ее части.

Леса имеют распространения, в основном, вдоль рек и их притоков.

Климат района резко континентальный с продолжительной и суровой зимой, коротким, но сравнительно теплым и дождливым летом. Средняя температура января -22,5°С, июля +16°С. Абсолютный минимум температур зимой -52°С, а абсолютный максимум температуры воздуха в июле достигает +34°С.

Среднегодовое количество осадков до 500 мм, среднее число дней с осадками 70 дней в году. Средняя мощность снегового покрова 1,2 м, а в низких и залесенных местах до 2,5 м. Распространение мерзлоты носит прерывистый характер. Подошва слоя древней мерзлоты залегает на глубинах 300 - 400 м. Слой древней мерзлоты отсутствует под крупными озерами и под руслами крупных рек, таких как Тромъеган и Пим.

1.2 Состав и свойства пластовых жидкостей и газа на Конитлорского месторождении

нагрузка штанга конитлорское месторождение

Нефть пласта ЮС2 не охарактеризована глубинными и поверхностными пробами. На основании общих для района условий формирования и существования залежей подсчетные параметры нефти пласта ЮСг приняты по аналогии с Восточно-Сургутским месторождениям.

Разгазированные нефти относительно тяжелые, вязкие, смолистые малосмолистые, парафинистые, сернистые, фракций до 350° С, около 47%.

В компонентных составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабо биодеградированных).

Содержание микроэлементов в нефтях Конитлорского меторождения не определялось.

По результатам микрокомпонентного анализа Сургутского района можно предположить, что концентрация металлов примерно соответствует средним значениям:

ь ванадий - 32 г/т;

ь никель - 3 г/т;

ь железо - 0,9 г/т.

В смеси с водой нефти могут образовывать относительно стойкие и вязкие эмульсии (особенно при механизированных способах добычи).

Химический состав и свойства пластовых вод изучены на образцах 16 проб. Большинство проб в процессе подсчета запасов было отбраковано по причине низкой минерализации, что объясняется низкой степенью освоения объектов испытания и неполной сменой технической воды на пластовую при отборе проб. Поэтому при обосновании средних значений параметров пластовых вод были использованы результаты исследования водоносных комплексов ближайших месторождений (Русскинской, Тянское, Восточно-Сургутское). Общая минерализация пластовых вод невелика и по результатам анализов колеблется в диапазоне 18-26 г/л.

В условиях пласта воды насыщенные газом метанового типа максимальная газонасыщенность пластовых вод на границе В НК достигает 2,7-2,9 м3/м3. По мере удаления от В НК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превышает 0 ,2-0 ,4 м3/м3.

Содержание тяжелых углеводородов в составе водорастворенных газов не превышает 2-3 % объемных, однако вблизи контуров нефтяных залежей оно может достигать 8-10 %. Содержание метана колеблется от 61 до 89 %.

Концентрация неуглеводородных компонентов (СО2, N2,) не превышает в сумме 5 или 8 %, лишь на локальных участках достигая 17 %. Сероводород в составе газов не обнаружен.

Следует отметить слабую изученность пластов флюидов по месторождению в целом. Выбранные при подсчете запасов параметры не достаточно полно обоснованы материалами изучения продукции скважин соседних месторождений Сургутского района.

С целью повышения надежности прогнозируемых технико-экономических показателей разработки необходимо предусмотреть первоочередной комплекс организационно-технических мероприятий по обеспечению отбора, исследования глубинных проб и повышения достоверности исходных параметров продукции скважин.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Анализ системы разработки Конитлорского месторождения

В настоящее время Конитлорское месторождение разрабатывается согласно технологической схемы, составленной ТФ «СургутНИПИнефть» в 1997 году и утвержденной ЦКР Минтопэнерго РФ (протокол №2263 от 04.06.1998г.) со следующими принципиальными положениями и технологическими показателями:

1. Выделение четырех эксплуатационных объектов - пласты БСю, Ач1+Ач2, ЮС/, ЮС2.

2. По объекту БС10 -- сочетание блоковой трехрядной и однорядной систем с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 445м. при нефтенасыщенных толщинах 11м и более реализуется трехрядная система разработки, в стягивающих рядах через одну ВС бурятся ГС. При нефтенасыщенных толщинах от 11 до 8 м трехрядная система преобразуется в однорядную с вертикальными нагнетательными и горизонтальными добывающими скважинами. Длина горизонтального участка в обоих случаях 300 м.

3. По объекту Ач1+Ач2 блоковая трехрядная система разработки при размещении скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 445 м. Скважины наклонно направленные размещены в пределах 8м нефтенасыщенной толщины.

4. По объекту Ю С ! 1 бурение одной добывающей ГС с длиной горизонтального участка 500 м, разработка осуществляется без закачки воды на режиме истощения.

5. По объекту ЮС2 бурение одной нагнетательной ВС и двух добывающих ГС с длиной горизонтального участка 500 м.

6. Бурение 1421 скважины, в том числе 863 добывающих (из них 137 горизонтальных и 726 вертикальных), 347 нагнетательных вертикальных.

2.2 Динамика основных показателей разработки Конитлорского месторождения

Средний дебит нефти действующей скважины в целом по месторождению за 2012 год составил 15,7 т/сут (в 2010 году €к 17,02 т/сут), при проекте 18,6 т/сут, горизонтальной скважины €к 28,8 т/сут (в 2010 году €к 30,5т/сут). Средний дебит по жидкости действующей скважины в целом по месторождению составил 35,9 т/сут при проектном уровне 37,2 т/сут.

Среднегодовая обводненность за 2012 год составила 62,3 % при проекте 60 % и увеличилась по сравнению с 2010 годом на 7,75 %. Среднегодовая обводненность перешедших скважин в 2012 году составила 67,4 % при проекте 63,9 о/о и увеличилась по сравнению с 2010 годом на 5,54%.

С начала разработки отобрано 23738,877 тыс.т нефти при проекте 23893,590 тыс.т, что составляет 37,3 % от начальных извлекаемых запасов при проектном уровне 38,2 %. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 7,9 % при проекте 8,2 %. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов составил 11,2 % при проекте 13,8 %.

Добыча жидкости за 2012 год составила 9873,423 тыс.т, при проекте 10071.5 тыс.т. Превышение проектных показателей над фактическими связано с дополнительным бурением по уточненным краевым зонам пласта БСю , с небольшими нефтенасыщенными толщинами, тем самым отсрочкой бурения центрального участка северной части пласта БСю.

Система ППД продолжает формироваться. Нагнетательный фонд увеличился на 45 единиц, в т.ч. за счёт ввода из бурения 31ЃCиз отработки 12, из освоения прошлых лет 1 , из пьезометрического фонда 1 и составил 234 скважины. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин уменьшилось в целом по месторождению с 3,4:1 до 3,14:1. Уменьшение соотношения связано с запуском под отбор из бурения боковых нагнетательных скважин разрезающего ряда, во избежание вытеснения запасов за контур нефтеносности.

Средняя приёмистость по месторождению увеличилась с 159,2 до 183,3 м3/сут при проекте 170,4 м3/сут. Неработающий фонд нагнетательных скважин составил 6 единиц. Закачка воды за 2012 год составила 13234,599 тыс.м3 при проектной 11897ЃC100 тыс.м3. Компенсация отбора закачкой в целом по месторождению составила: текущая 113,7 %, накопленная 107,2 % при проектных, соответственно, 102,9 и 107.5 %. Отставание фактической компенсации от проектной связано с интенсивным вводом высокодебитных скважин и отставанием системы ППД по объективным причинам. Часть нагнетательных скважин находится в отработке.

С целью увеличения охвата пластов заводнением на трех скважинах опробована технология создания одновременно-раздельной закачки на пласт Ач и БСю , дополнительная добыча составила 0,718 тыс.т.

Пластовое давление за год по пласту БС ю выросло на 2,0 атм и составило 249,0 атм при начальном 254 атм.

Пластовое давление по пласту БС16 выросло на 3,1 атм и составило 267,4 атм при начальном 267 атм.

2.3 Фонд скважин Конитлорского месторождения

Вся характеристика фонда скважин Конитлорского месторождения представлена в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристика фонда скважин Конитлорского месторождения на 2017г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	БС100	Ач1-5	ЮС1	ЮС2	Всего
Фонд добывающих скважин	Пробурено	602	235	4	6	847
	Возвращено с других горизонтов	30	4	-	-	34
	Всего	632	239	4	6	881
	В том числе
	Действующие	586	211	-	-	797
	из них фонтанные	2	1	-	-	3
	ЭЦН	500	120	-	-	620
	ШГН	84	90	-	-	174
	газлифт	-		-	-	-
	- бескомпрессорный	-	-	-	-	-
	- внутрисхважинный	-		-	-	-
	Бездействующие	11	9	-	-	20
	В освоении после бурения	2	5	2	-	9
	В консервации	-	-	-	-	-
	Наблюдательные+пьезометрические	5+21	5+6	-	-	10+27
	Переведены под закачку	-	22	-	-	22
	Переведены на другие горизонты	4	30	-	-	34
	В ожидании ликвидации	2	-	-	-	2
	Ликвидированные	5	3	2	6	16
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	173	81	-		254
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-	-	-
	Переведены из добывающих	-	22	-	-	22
	Всего	173	103	-	-	276
	В том числе
	Под закачкой	172	101	-		273
	Бездействующие	1	1	-	-	2
	В освоении	-	-		-	-
	В консервации	-	-	-	-
	В отработке на нефть	48	30	.	-	78
	Переведены на другие горизонты	-	-	-	.	-
	В ожидании ликвидации	-	-	-	-	-
	Ликвидированные	-	1	-	-	1
Фонд газовых скважин	Пробурено	-	-	-	-	-
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-	-	-
	Всего	-	-	-	-	-
Фонд водозаборных скважин	Всего			-	--	15
	В том числе
	Действующие	-	-	-	-	12
	Бездействующие	-	-	-	-	2
	В освоении		-	-	-	-
	Ликвидированные	-	-	-	-	1
Итого по месторождению	805	342	4	6	1172

Анализ способов добычи на Конитлорском месторождении представлен в приложении А.

2.4 Устройство и принцип действия динамографов различного типа на Конитлорском месторождении

Измерение нагрузок осуществляется специальным прибором, называемым динамографом. Графическая зависимость нагрузки, действующей в каком-либо сечении штанг в течение насосного цикла (ход вверх -- ход вниз) в функции перемещения этого сечения, называется динамограммой. Динамограф -- прибор, регистрирующий на специальном бланке изменение нагрузки за время насосного цикла. Существует много типов динамографов, но все они по принципу действия могут быть разделены на несколько классов: механические, гидромеханические, электрические, электронные и др. Каждый класс динамографов имеет как преимущества, так и недостатки.

В зависимости от места установки динамографа они разделяются на две группы:

1. Глубинные динамографы, устанавливаемые, как правило, в нижней части колонны штанг (над плунжером насоса). Они регистрируют нагрузки, действующие в течение насосного цикла на плунжер. Широкого применения в нефтепромысловой практике глубинные динамографы до настоящего времени не получили.

2. Поверхностные динамографы, устанавливаемые в месте соединения полированного штока с канатной подвеской станка-качалки (ТПШ) и получившие довольно широкое распространение.

Рассмотрим принципиальную схему поверхностного гидромеханического динамографа, представленную на рисунке 1. Динамограф состоит из двух частей: силоизмерительной I и регистрирующей I I.

Силоизмерительная часть состоит из верхнего 1 и нижнего 2 рычагов, которые для измерения нагрузки устанавливаются между траверсами канатной подвески и воспринимают нагрузку в течение насосного цикла. Для изменения масштаба измерения усилий требуется изменить плечо рычагов по отношению к воспринимаемой нагрузке G перестановкой опорных роликов 3. Действующая нагрузка G передается рычагам через призмы 4. Верхний рычаг 1 имеет мессдозу 5 с мембраной. Мессдоза заполнена жидкостью. В мессдозу входит поршень 6, нижний торец которого через шарик 7 опирается на нижний рычаг 2. Мессдоза 5 связана капиллярной трубкой 8 с геликоидальной манометрической пружиной 9. Под действием приложенной нагрузки G давление жидкости в мессдозе повышается и по капиллярной трубке передается геликсной пружине 9, под действием чего верхний конец ее разворачивается на угол, пропорциональный давлению.

Регистрирующая часть динамографа включает корпус 10, внутри которого имеется ходовой винт 11, с которым связана каретка 12 со столиком. На верхнем конце геликсной пружины имеется стрелка с пером 13. При вращении ходового винта 11 каретка 12 со столиком перемещается вверх или вниз. На конце ходового винта имеется шкив 14 с возвратной пружиной. На шкив намотан шнур 15. Второй конец шнура через ролик 16 закрепляется к устьевой арматуре. После закрепления динамографа между траверсами и шнура к устьевой арматуре прибор готов к работе. При ходе вверх шкив 14 вращается, приводя в действие ходовой винт 11, который перемещает каретку 12 со столиком вверх. При ходе вниз шнур 15 наматывается на шкив 14 под воздействием возвратной пружины, а ходовой винт 11 перемещает каретку 12 со столиком вниз.

На столике каретки закрепляется бланк, на котором и фиксируются пером 13 изменяющиеся в течение хода «вверх--вниз» нагрузки, действующие в ТПШ. Перемещение каретки со столиком пропорционально ходу полированного штока.

Изменение масштаба регистрации усилий достигается перестановкой опорного ролика 3 между верхним 1 и нижним 2 рычагами; изменение масштаба перемещения каретки 12 со столиком производится сменой диаметра шкива 14.

Таким образом, применение динамографа позволяет фиксировать зависимость усилия, действующего в ТПШ, в функции перемещения ТПШ (длины хода полированного штока) G = f(S) и называемой динамограммой.

В настоящее время наибольшее распространение получили электронные динамографы. Они позволяют контролировать больше параметров работы ШСН при динамометрировании и обрабатывать данные на ЭВМ.

Большинство электронных динамографов не требуют разгрузки полированного штока, что позволяет проводить работы с ними одному человеку. Единственным недостатком электронных динамографов является их высокая стоимость. Рассмотрим характеристику электронных динамографов на примере динамографа СИДДОС-автомат (рисунок 2).

Динамограф СИДДОС-автомат позволяет решить следующие задачи:

ь Произвести оперативную диагностику работы подземного оборудования (утечки в клапанах и трубах, коэффициент заполнения глубинного насоса, посадка плунжера и др.);

ь Вычислить плановый дебит скважины;

ь Записать зарегистрированные динамограммы в энергонезависимую память блока регистрации, а затем перенести на компьютер;

ь Обработать введённые данные на компьютере, сформировать и вывести отчёт на принтер со всей сопутствующей информацией;

ь Построить теоретическую динамограмму по данным на скважину.

Рисунок 2 - Динамограф типа СИДДОС-автомат

В едином корпусе динамографа СИДДОС-автомат смонтированы электронный блок, датчик перемещения, клавиатура управления, графический и цифровой индикаторы режимов и результатов измерения, аккумулятор питания с повышенной удельной емкостью, органы звуковой и световой индикации. Конструкция динамографа СИДДОС-автомат предусматривает оперативную замену и использование датчиков нагрузки двух типов: 1) междутраверсный датчик ДН-10 (с нагрузочной способностью до 10 Тс) с подъемными домкратами для монтажа без разгрузки полированного штока; 2) междутраверсный датчик нагрузки ДН-20 с повышенной нагрузочной способностью (до 20 Тс) без подъемных механизмов

Отличительной особенностью динамографа СИДДОС-автомат является его моноблочное исполнение. При уменьшении массы и габаритов отсутствуют измерительные кабеля, это обеспечивает повышение надежности работы, удобство в работе и сокращение времени проведения исследований, повышение безопасности работ.

2.5 Динамометрирование. Измерение нагрузок на штанги на Конитлорском месторождении

Динамометрирование проводят следующим образом:

Станок-качалку останавливают при ходе вниз и закрепляют ручным тормозом, причем траверсы канатной подвески не должны доходить до нижнего положения 300-350 мм.

Для установки балансира в требуемое положение проворачивать клиноременную передачу вручную или с помощью лома ЗАПРЕЩАЕТСЯ!

На сальниковое устройство фонтанной арматуры скважины устанавливают штангодержатель (зажим полированного штока). СК снимают с тормоза и доводят траверсы канатной подвески до крайнего нижнего положения, при этом вес колонны штанг передается на штангодержатель. СК вновь устанавливают на ручной тормоз.

После разгрузки канатной подвески нужно траверсы равномерно разводят на необходимую высоту подъемными винтами или при помощи специальной вилки и устанавливают динамограф. Если нагрузка не известна, опорные ролики вначале устанавливают в максимальное положение. Во избежание выскакивания динамографа из траверсы канатной подвески его вставляют так, чтобы полированный шток не доходил до конца паза в корпусе динамографа 2 - 5 мм. После установки динамографа между траверсами канатной подвески при использовании штангодержателя, верхняя траверса должна быть осторожно опущена на силовую измерительную часть динамографа. После монтажа динамографа в траверсы канатной подвески его прикрепляют к подвеске цепочкой.

Запрещается производить монтаж и демонтаж динамографа со случайных подставок или арматуры скважин.

Убедившись, что динамограф надежно закреплен, СК снимают с тормоза, разгружают штангодержатель, устанавливают СК на ручной тормоз, снимают штангодержатель с сухарями и прикрепляют конец нити приводного механизма штангодержателя к устьевому сальнику фонтанной арматуры.

Снимают СК с ручного тормоза и производят динамометрирование. При снятии динамограммы необходимо отойти на безопасное расстояние от устья скважины, спецтехника должна находиться не ближе 10 метров от устья ближайшей скважины в заглушенном состоянии.

Запрещается надевать на ролик динамографа соскочивший шнур и заправлять перо самописца чернилами при работающем станке - качалке.

Запрещается работать на скважинах с перекрученными канатами подвески, не оборудованными по необходимости переносными площадками.

После снятия динамограммы демонтаж динамографа производят в обратном порядке:

1. устанавливают штангодержатель;

2. снимают динамограф;

3. снимают штангодержатель.

Все работы производят после остановки СК с использованием ручного тормоза.

Схема УШГН представлена в приложении В.

После окончания динамометрирования старший оператор должен:

1) проверить состояние устья скважины;

2) проверить правильность соединения канатной подвески с полированным штоком;

3) убрать все инструменты и подать сигнал о пуске станка - качалки;

4) снять СК с тормоза и установить тумблер в автоматическом режиме;

5) запустить станок - качалку в работу.

После снятия динамограммы ее необходимо расшифровать. Расшифровку динамограмм производят совместно технологическая и геологическая службы промысла. Если принято решение о ремонте глубинного насоса дальнейшие действия согласуются с технологической службой НГДУ.

Оператор по добыче нефти и газа должен знать основные принципы расшифровки динамограмм.

Методика расшифровки (чтения) динамограмм основана на теоретической динамограмме нормальной работы глубинного насоса (рисунок 3), при построении которой учтено действие лишь следующих сил: тяжести, упругости материала штанг и труб, полужидкого трения (штанг о трубы, плунжера в цилиндре и др.) и силы Архимеда. Исключено действие сил инерции движущихся масс и гидродинамического трения, т.е. движение штанг предполагается замедленным. Кроме того, принято, что насос и трубы герметичны, откачиваемая жидкость лишена упругости и дегазирована, цилиндр насоса полностью заполняется жидкостью.

При ходе штанг вниз действует трение, уменьшающее нагрузку в точке их подвеса. Поэтому динамограф записывает линию Г1А1, соответствующую нагрузке от веса штанг, погруженных в жидкость, минус сила трения. Так как и вес штанг, и сила трения постоянны по величине, то линия Г1А1 получается прямой, параллельной нулевой линии динамограммы. Если бы трение отсутствовало, динамограф записал бы линию АГ (пунктир), соответствующую фактическому весу штанг, погруженных в жидкость.

Очевидно, что трение уменьшает полезную длину хода плунжера, а значит, и производительность насоса.

Нагнетательный клапан закрывается в точке А1, а не в точке А, как это было бы при отсутствии трения. В следующий момент штанги должны изменить направление движения (снизу-вверх). Поэтому должно быть снято трение при вниз и «набрано» трение при ходе вверх. Этот процесс записывается отрезком прямой А1А2 с некоторым наклоном вправо.

С точки А2 начинается процесс восприятия штангами нагрузки от веса столба жидкости, который записывается прямой линией А2Б1 (отрезки АА2 и ББ1 одинаковы). Нагрузка в точке Б1 равна сумме весов штанг и жидкости плюс сила трения (вес жидкости - это вес столба с площадью, равной сечению плунжера, и высотой - от приведенного динамического уровня до устья скважины). В точке Б1 открывается приемный клапан насоса, начинается движение плунжера вверх и вход жидкости из скважины в цилиндр насоса. Далее следует движение плунжера и штанг, описывающееся линией Б1В1.

Как только точка подвеса штанг начинает движение вниз, изменяются направление и величина сил трения. Снятие нагрузки от веса жидкости начинается в точке В2 и изображается линией В2Г1, параллельной линии восприятия нагрузки штангами А2Б1. При этом вес столба жидкости передается на трубы - происходит процесс разгрузки штанг и нагружения труб.

В точке Г1 открывается нагнетательный клапан насоса и плунжер начинает двигаться вниз - происходит процесс движения плунжера вниз, изображаемый отрезком Г1А1, параллельным Б1В1.

Таким образом, цикл действия глубинного насоса состоит из четырех процессов и изображается в координатах: нагрузка Р на штанги в точке подвеса и перемещение S точки подвеса в виде параллелограмма.

2.6 Определение неисправностей с помощью динамографов различного типа на Конитлорском месторождении

На рисунке 4 показаны практические динамограммы нормальной работы глубинного насоса. Волнообразные линии при ходе штанг вверх и вниз фиксируют упругие колебания штанг: собственные и вынужденные с превалированием первых. При больших величинах сил трения и больших утечках в рабочих парах насоса колебания сильно затухают, вплоть до полного исчезновения.

Практические динамограммы нормальной работы насоса вследствие действия сил инерции и возникновения собственных и вынужденных упругих колебаний штанговой колонны отличаются от простейшей динамограммы тем больше, чем больше число качаний станка, глубина спуска насоса и (в меньшей мере) длина хода. Поэтому до значения параметра m=0,00002*nL=0,2/0,25 (n-частота качаний в минуту, L-глубина спуска насоса в м) динамограммы читаются без затруднений. При m > 0,2/0,25 возникают затруднения, усложняющие полную расшифровку динамограмм, вплоть до почти полной «нечитаемости» их на основе элементарной методики, излагаемой здесь. В таких случаях нужно использовать метод А.С. Вирновского расчета и построения глубинной динамограммы насоса по данным, получаемым из обычной динамограммы, снятой в точке подвеса штанг. Этим методом глубинная динамограмма усилий, например в самой нижней штанге, дает возможность исключить влияние колебательного процесса в штангах, трубах и столбе жидкости и получить легкочитаемую динамограмму непосредственно глубинного насоса.

Рисунок 1 - Изменение формы динамограммы с изменением числа качаний.

На рисунке 1 представлена серия динамограмм, снятых при различных числах качаний станка и постоянстве всех других параметров откачки и условий эксплуатации, показывающих существенные изменения формы динамограммы вследствие интенсивного колебательного процесса, возникающего в штанговой колонне.

Методика элементарной обработки динамограмм, снятых в точке подвеса штанг при значении m, не большем 0,2/0,25, в общих чертах, состоит в построении простейшей теоретической динамограммы (параллелограмма) и в сравнении ее с обрабатываемой практической динамограммой. При возникновении различных дефектов в насосной установке происходят соответствующие изменения в геометрии динамограммы.

Следует учитывать, что без обработки динамограммы составление правильного заключения возможно лишь в случаях, когда параметры оборудования скважины после предшествующего динамометрирования (проведенного с обработкой динамограммы) не изменились, а конфигурация новой динамограммы дает исчерпывающую информацию о работе оборудования и без ее обработки.

Ниже приводится краткое описание и разбор наиболее характерных динамограмм, фиксирующих часто встречающиеся отклонения от нормальной работы глубинных насосов.

Динамограммы, фиксирующие утечки жидкости в подземном оборудовании.

Имеются в виду утечки более или менее значительной величины, влияющие на подачу насоса (по практическим замерам подачи). Утечки, составляющие 5% и менее от производительности насоса, трудно обнаружить на промысловой динамограмме.

Рисунок 2 - Динамограммы работы насоса с утечкой жидкости в нагнетательной части

а - простейшая теоретическая

б - практическая

На рисунке 2а приводится простейшая теоретическая динамограмма, показывающая значительную утечку жидкости нагнетательной части насоса. Под этим термином подразумевается утечка в зазоре между плунжером и цилиндром, в нагнетательном клапане, в месте сопряжения седла клапана и гнезда и др. В каждом конкретном случае утечка может возникнуть в одном из перечисленных мест и может быть любое сочетание этих видов утечки, но форма динамограммы (если величина утечки одна и та же) будет почти одинаковой. Методов количественной оценки величины утечки по динамограмме не существует.

арактерной особенностью динамограмм рассматриваемого типа является нарушение параллельности линий восприятия нагрузки штангами и разгрузки штанг. Наклон линии восприятия увеличивается, а наклон линии разгрузки уменьшается, и сама линия закругляется в части, соответствующей концу хода плунжера вверх. Имеются и другие признаки, хорошо видные на рисунке 6а. На рисунке 6б приводится в качестве примера практическая динамограмма утечки жидкости в нагнетательной части насоса.

На рисунках 7а и 7б приводятся теоретическая и практическая динамограммы значительной по величине утечки жидкости в приемной части насоса, т.е. между шариком и седлом приемного клапана, между конусом и седлом и т.д. Форма динамограммы при утечке жидкости в приемной части глубинного насоса такая же, как и при утечке ее в нагнетательной части, но повернута в отношении осей координат на 1800.

Рисунок 3 - Динамограммы работы насоса с утечкой жидкости в приемной части

а - простейшая теоретическая

б - практическая

В обоих рассматриваемых видах динамограмм фиксируется тем большая относительная утечка жидкости, чем сильнее форма динамограммы отличается от формы простейшей теоретической динамограммы - в первую очередь в отношении нарушения параллельности линий восприятия нагрузки и разгрузки.

Динамограммы незаполнения цилиндра насоса жидкостью.

Эти динамограммы могут получаться по двум совершенно различным причинам:

Вследствие превышения производительности насоса над притоком жидкости в скважину (включая частный случай полного отсутствия притока), при этом динамический уровень находится у приема насоса.

Когда динамический уровень находится выше приема насоса и в насос вместе с жидкостью поступает газ (газожидкостная смесь, поднимающаяся с забоя по скважине).

Следует учитывать, что установить причину незаполнения цилиндра жидкостью непосредственно по форме динамограммы можно лишь тогда, когда погружение насоса под динамический уровень значительное (порядка 50 м и более). При этом газ, поступающий вместе с жидкостью в насос, обладает большим давлением, и это заметно влияет на форму динамограммы. На рисунке 8а приведена простейшая теоретическая динамограмма для такого случая. Здесь самый характерный признак - это отличие линии процесса разгрузки штанг от прямой линии, получающейся при отсутствии газа в цилиндре. На рисунке 8б дана практическая динамограмма такого типа.

На рисунке 8в приводится простейшая теоретическая динамограмма незаполнения цилиндра жидкостью для случая, когда упругость газа почти не ощущается. К этому типу динамограмм приближаются динамограммы, получаемые в случаях, когда динамический уровень находится у приема насоса или же погружение приема не очень велико. На рисунке 8г дана практическая динамограмма такого типа.

В большинстве случаев на практике для установления причины незаполнения прибегают к следующему. После остановки скважины в течение некоторого времени снимают серию динамограмм. Если окажется, что степень незаполнения цилиндра жидкостью явно возрастает с течением времени и затем более или менее стабилизируется, имеет место случай, когда уровень находится у приема насоса. Если же степень незаполнения изменяется незначительно, происходит влияние пластового газа.

3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ИЗМЕРЕНИИ НАГРУЗОК НА ШТАНГИ И ОПРЕДЕЛЕНИИ НЕИСПРАВНОСТЕЙ С ПОМОЩЬЮ ДИНАМОГРАФОВ РАЗЛИЧНОГО ТИПА НА КОНИТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Скважины, оборудованные ШГН, перед проведением исследовательских работ, должны быть остановлены путем отключения кнопкой «СТОП», головка балансира должна находиться в нижнем положении, и зафиксирована тормозом, отключены рубильником от сети, на его ручке вывешен плакат «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ».

При наличии расстояния между СУСГом и нижней траверсой канатной подвески менее 20 см, а также при наличии торчащих концов канатной подвески, создающих препятствие для установки датчика, проведение работ по динамометрированию - запрещается.

Перед динамометрированием необходимо проверить исправность станка- качалки (надежность тормоза, канатную подвеску, исправность электропусковой аппаратуры) путем включения и выключения;

Для динамометрирования скважины необходимо проверить исправность прибора.

При установке и снятии датчика следует пользоваться переносными подставками (площадками).

При установке датчика, пуске и работе станка- качалки обслуживающий персонал должен находиться сбоку от головки балансира;

Траверсы канатной подвески следует разводить при помощи подъемных винтов равномерно на необходимую высоту. Не следует допускать одностороннего подъема верхней траверсы подвески.

Перед началом динамометрирования установленный динамограф нужно цепочкой прикрепить к канатной подвеске.

При динамометрировании скважины обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны.

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Охрана окружающей среды - это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.

На Конитлорском месторождении значительное внимание уделяется мероприятиям по охране недр и окружающей среды. В своей работе я использую материалы за 2017 год.

Основные мероприятия по охране недр и окружающей среды:

1) Контроль за состоянием подземных вод;

2) Замеры газовоздушной среды на объектах нефтедобычи, для охраны атмосферного воздуха;

3) Контроль за техническим состоянием объектов нефтедобычи, подготовки м транспорта нефти, предотвращение аварий;

4) Отбор проб с водоёмов содержание радионуклидов, для контроля радиационной обстановки;

5) Контроль, за состоянием малых рек, для охраны водоёмов;

6) Поддержка работоспособного состояния гидрозатворов на реках и ручьях;

7) Закачка (утилизация) пластовой воды, для поддержания пластового давления;

8) Использование ингибиторов коррозии для обработки сточных вод, для сокращения порывов;

9) Согласование проекта и начало строительства спец. хранилища для захоронения грунта загрязнённого радионуклидами, для утилизации загрязнённого грунта;

10) Капитальный ремонт нефтепроводов, в том числе с эмалированным покрытием для предотвращения порывов;

11) Обустройство в обваловках промысловых объектах водосливных устройств, для спуска незагрязнённых ливневых вод и предотвращения промыва обваловок, для предотвращения порывов;

12) Проверка готовности аварийных средств для ликвидации последствий аварий и строительства гидрозатворов, для предотвращения попаданий загрязнений;

13) Рекукультивция земель, для охраны земли;

14) Контроль за состоянием площадок скважин при проведеннии ремонтных работ, для охраны земель;

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте были рассмотрены измерения нагрузок на штанги и определение неисправностей с помощью динамографов различного типа на Конитлорском месторождении, а именно:

§ Геолого-промысловая характеристика Конитлорского месторождения;

§ Состав и свойства пластовых жидкостей и газа на Конитлорском месторождении;

§ Анализ системы разработки Конитлорского месторождения;

§ Динамика основных показателей разработки Конитлорского месторождения;

§ Фонд скважин Конитлорского месторождения;

§ Устройство и принцип действия динамографов различного типа на Конитлорском месторождении;

§ Динамометрирование. Измерение нагрузок на штанги на Конитлорском месторождении;

§ Определение неисправностей с помощью динамографов различного типа на Конитлорском месторождении;

§ Охрана труда и окружающей среды.

В целом Конитлорское месторождение разрабатывается в соответствии с проектной документацией с некоторым превышением основных показателей по добыче нефти, ввиду того, что:

- действующий фонд превышает проектный на 10%;

- имеется неблагоприятная характеристика заводнения ( обводненность выше проектной на 3%).

- продуктивность скважин ниже, чем ожидалось.

На месторождении наибольшее распространение получил динамограф типа СИДДОС-автомат.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Габдуллин Т.Г., Техника и технология оперативных исследований скважин. Казань: Плутон, 2015г.

2. Габдуллин Т.Г., Оперативное исследование скважин. М.: Недра, 1981.

3. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов, 2017г.

4. Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, 2017г.

5. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях, 2016г.

6. А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, Технология и техника добычи нефти, 2017г.

7. Б.В. Покрепин, Разработка нефтяных и газовых скважин, 2018г.

8. Б.В. Покрепин, Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, 2018г.

9. http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/khanty_mansijskij_ao/konitlorskoe/6-1-0-1118

10. http://energas.ru/pressroom/news/na-gtes-konitlorskogo-mestorozhdeniya-vvedena-v-ekspluatatsiyu-dozhimnaya-kompressornaya-stantsiya

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Анализ способов добычи нефти на Конитлорском месторождении

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Принципиальная схема гидромеханического динамографа:

1 -- верхний рычаг; 2 -- нижний рычаг; 3 -- опорный ролик; 4 -- призма; 5 -- мессдоза; 6 -- поршень; 7 -- шарик; 8 -- капиллярная трубка; 9 -- геликоидальная манометрическая пружина; 10 -- корпус; 11 -- ходовой винт; 12 -- каретка со столиком; 13 -- стрелка с пером; 14 -- шкив; 15 -- шнур; 16 -- ролик.

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Динамограф типа СИДДОС-автомат

Теоретическая динамограмма нормальной работы насоса

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Практические динамограммы нормальной работы насоса

Динамограммы незаполнения цилиндра насоса жидкостью

а - простейшая теоретическая (газ с большой упругостью)

б - практическая того же типа

в - простейшая теоретическая с малым давлением газа

г - практическая того же типа

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Плунжерные динамограммы штангового глубинного насоса

а) нормальная работа насоса; б) влияние пластового газа; в) срыв подачи; г) низкая посадка плунжера; д) высокая посадка плунжера; е) запарафинивание цилиндра; ж) утечки в нагнетательном клапане; з) утечки во всасывающем клапане; и) искривление цилиндра; к) прихват плунжера; л) выход плунжера из насоса; м) фон ганирование/обрыв штанг.

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Конструкция УШГН

Размещено на Allbest.ru

...