Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АО

ГБПОУ АО «Астраханский государственный политехнический колледж»

Курсовой проект по «МДК 01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

На тему: «Комплексный подход к оптимизации эксплуатации нефтегазокондексантных месторождений на примере Песчано-озлрского месторождения»

Выполнил: ст. гр. РЭМ - 441 Мартынов Р.А.

Проверила: Яковенко И.Б.

Астрахань 2023



Содержание

Введение

1. Физико-геологическая характеристика Песчано-озлрского месторождения

1.1 Характеристика Песчано-озерского месторождения

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность Песчано-озерского нефтегазоконденсатного месторождения

2. Комплексный подход к оптимизации эксплуатации нефтегазокондексантных месторождений на примере Песчано-озлрского месторождения

2.1 Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин

2.2 Основные причины низкой эффективности работы скважинного оборудования

2.3 Возможные направления оптимизации работы скважины. Обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования

3. Расчётная часть

3.1 Расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом

3.2 Расчет выноса твердых частиц

3.3 Расчет выноса жидких капель

4. Организационный раздел

4.1 Охрана труда и техника безопасности

4.2 Противопожарная защита

4.3 Охрана недр и окружающей среды

Заключение

Список использованных источников



Введение

Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа.

Под оптимизацией работы уже эксплуатируемых установок понимается решение задач, связанных с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных затрат на подъём нефти из скважины.

Фактическая производительность определяется коэффициентом подачи. Коэффициент подачи насоса определяется конструктивным исполнением насоса и технологическими характеристиками скважины.

В данной курсовой работе была предоставлена задача по оптимизации эксплуатации Песчаноозёрского нефтяного месторождения.

Для написания курсовой работы были использованы материал по геолого-физической характеристике месторождения, а также отчет по диагностике скважины.

В работе были рассмотрены осложнения при эксплуатации скважины УШГН и приведены методы оптимизации ее работы. Выполнен расчет ожидаемой эффективности.



1. Физико-геологическая характеристика Песчано-озёрского месторождения

1.1 Характеристика Песчано-озерского месторождения

Песчаноозёрское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 1) находится на северо-западе Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в Ненецком автономном округе, на северо-востоке острова Колгуев. Ближайший населенный пункт - поселок Бугрино находится на юге острова в 60 км от месторождения. Сам остров омывается Баренцевым и Печорским морями. От континента отделен Поморским проливом. Площадь острова составляет 3495,5 кмІ. Население чуть больше 600 человек. Примерно 350 человек из них постоянные обитатели острова, это коренные жители ненцы, а также украинцы, русские и коми. Остальная часть населения работники ЗАО «АртикНефть», которые занимаются добычей нефти в Песчанозерском месторождении, их смена происходит каждые 50 дней.

Рис.1 Обзорная карта района (Негативный опыт разработки Песчаноозерского месторождения…, 2019)

Месторождение было открыто в 1983 году и в 1986 году началась промышленная разработка (рис.2).

Товарная нефть острова Колгуев уникальна по своим физико-химическим свойствам; она не содержит сероводорода и является ценным сырьем для получения реактивного топлива ТС-1, бензинового дистиллата, осветленного керосина марки КО-25, малосернистого зимнего и летнего дизельного топлива и т. д. Благодаря своим свойствам, а также высокому качеству подготовки практически вся добываемая нефть поставляется на экспорт в Роттердам. скважинный газовый стратиграфический

Рис.2 Обзорная карта района (Проект поисково-оценочного бурения, 2017)

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Основным источником информации о геологии Песчаноозерского месторождения является “Проект поисково-оценочного бурения на верхнепалеозойских отложениях Песчаноозерского месторождения”, написанным компанией ОАО "Арктикморнефтегазразведка". Описание пород введется снизу-вверх от самых древних до самых молодых пород.

ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА - Р

НИЖНИЙ ОТДЕЛ

Ассельский + сакмарский ярус - P ₁ a + s

Разрез представлен биогермными известняками, стилолитизированными и трещиноватыми. Возможны тонкие прослои или линзы аргиллита.

Известняки белого, светло-серого и кремового цвета, органогенно-детритовые - мшанковые и водорослевые, слабоглинистые, в различной степени окремненные, от рыхлых до плотных, неравномерно кавернозные. Аргиллит темно-серый, слабоизвестковистый.

Присутствуют включения пирита, стяжения кремня, крупнокристаллического кальцита, выполняющих каверны и трещины.

Артинский ярус - P ₁ a

Известняки органогенные серые, бежево-серые, зеленовато-серые, мелкокристаллические с остатками фауны, гнездами гру-бо- и крупнокристаллического светло-коричневого каль-цита, крупными трещинами, стилолитовыми швами.

Мощность 120 м.

Кунгурский ярус - P ₁ k

В отложениях кунгурского яруса преобладают глинистые породы.

Аргиллиты темно-серые, алевритистые, слюдистые, в разной степени известковистые и известковые - до мергелей, с прослоями и линзами алевролитов, спонголитов. В прикровельной части, вблизи границы с уфимским ярусом ожидается песчаный пласт.

Песчаник мелкозернистый, алевритистый, обогащенный углисто-глинистым материалом и слюдой, с глинисто-карбонатным цементом.

Алевролиты серые с глинисто-карбонатным или кремнистым цементом, глинистые, слоистые. Прослои глинистых и органогенно-детритовых известняков. Пирит, кремнистые конкреции.

Мощность 140 м.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ

Уфимский ярус - Р₂ u

Разрез уфимского яруса сложен преимущественно глинистыми породами: аргиллитами и глинистыми алевролитами, с подчиненными маломощными прослоями песчаников, мергелей, линзами органогенных известняков.

Аргиллиты темно-серые, алевритистые, слюдистые, с остатками фауны, включениями углистого вещества, пирита.

Алевролиты темно-серые, песчанистые, слоистые за счет углисто-слюдистых прослоев. Песчаники серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, слоистые, с карбонатно-глинистым цементом.

Мощность 230 м.

Казанский + татарский ярус - P ₂ kz + t

Разрез объединенных татарского и казанского ярусов в верхней части представлен ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов в нижней части аргиллитами и алевролитами.

Песчаники и алевролиты полимиктовые, серые, зеленовато-серые, слюдистые с глинистым или карбонатным цементом.

Аргиллиты зеленовато-серые, темно-серые, черные, с углефицированным растительным детритом, пиритом.

Встречаются углистые породы и прослои каменного угля.

Мощность 330 м.

ТРИАСОВАЯ СИСТЕМА - T

Отложения триаса представлены всеми тремя отделами, общей мощностью 1200 м. В разрезе выделяются (снизу вверх) три толщи, красноцветная, пестроцветная и сероцветная.

НИЖНИЙ ОТДЕЛ

Нижнему отделу триаса соответствует красноцветная толща, в объеме которой выделяются харалейская и чаркабожская свиты.

Чаркабожская свита - T ₁ и b

Чаркабожская свита представлена неравномерным переслаиванием буро-красных глин и зеленовато-серых грауваковых песчаников и алевролитов. Верхняя часть разреза - глинистая, нижняя - преимущественно конгломератово-песчаная. В низах разреза вероятно присутствие серых и темно-серых туфопесчаников и туфоалевролитов, прослои гравелитов.

Основными компонентами грауваккового песчаника (рис. 2) нижней части чаркабожской свиты являются кварц, его разновидности, полевые шпаты, обломки эффузивных пород и глинистые минералы. Песчаники зеленовато-серые, средне- и мелкозернистые с глинистым цементом, содержащие гальку аргиллитов, кремней и карбонатных конкреций.

Глины буро-красные, шоколадные с голубовато-зелеными пятнами и прослоями слюдистого, неравномерно карбонатизированного, алеврита.

Мощность 420 м.

Харалейская свита - T ₁ hr

Разрез харалейской свиты сложен преимущественно глинами с редкими прослоями алевролитов и песчаников. Возможны линзы и прослои плотных, темно-серых туфогенных пород.

Глины пестроцветные: шоколадные с голубовато-зелеными, фиолетовыми, желтыми, табачными пятнами, алевритистые, с примесью углефицированного детрита.

Алевролиты и песчаники полимиктовые, голубовато-серые, плохосортированные, глинистые и известковистые.

Мощность 180 м.

СРЕДНИЙ ОТДЕЛ

Ангуранская свита - T ₁ an

Средний отдел триаса отвечает ангуранской свите, которую характеризует чередование пестроцветных и сероцветных пород. По аналогии с разрезом скважины № 29, в проектном разрезе ожидается неравномерное переслаивание глин, алевролитов и песчаников с преобладанием алевролито-глинистых отложений. В нижней части разреза доля песчаников существенно увеличивается.

Глины комковатые серые с зеленоватыми или буроватыми пятнами и прослоями, местами темно-зеленые, темно-бурые и темно-коричневые с фиолетовым оттенком, а также голубовато-серые, табачные, желтовато-коричневые, с линзочками серого алевритового материала.

Глины слоистые темно-серые, с растительным детритом, а также черные углистые.

Песчаники и алевролиты полимиктовые, серые и зеленовато-серые, известковистые, с частыми прослойками глин и алевролитов. Обилие углефицированного растительного детрита, мегаспоры, ходы роющих организмов.

Мощность 250 м.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ

Отложения верхнего отдела триаса, выделенные в нарьян-марскую свиту, представлены ритмичным чередованием глин, алевролитов и песчаников и характеризуются преимущественно серой окраской пород, обилием растительных остатков, прослоями углистых глин и обломками угля, присутствием сферолитов и конкреций сидерита.

Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, полимиктовые, углисто-слюдистые, тонкослоистые за счет слойков алевролита и аргиллита, с мелким углефицированным растительным детритом, стяжениями сидерита, гальками аргиллитов.

Алевролиты коричневатые и темно-серые, углисто-глинистые.

Глины темно-серые, черные, иногда коричневатые, с многочисленным растительным детритом, фрагментами флоры, ходами червей, углистыми прослоями.

Мощность 280 м.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА

Юрские отложения, залегающие на верхнетриасовых с размывом, подразделяются на две толщи: верхнюю глинистую, соответствующую верхнему отделу и нижнюю песчаную, охватывающую отложения нижнего и среднего отделов.

НИЖНИЙ+ СРЕДНИЙ ОТДЕЛ

Пески и песчаники светло-серые кварцевые, от мелко- до грубозернистых, с примесью галек и гравия, возможно с линзами гравелитов и конгломератов. Цемент песчаников предположительно каолинитовый, возможны и слабосцементированные разности.

В кровле присутствуют крупные углефицированные растительные остатки, сидеритовые конкреции.

Мощность 130 м.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ

Глины серые и темно-серые, участками алевритистые, с тонкими прослоями алевролитов, конкрециями пирита, иногда сидерита, различными органическими остатками, редкими прослоями мергелей или глинистых известняков.

Мощность 140 м.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА

НИЖНИЙ ОТДЕЛ

Отложения меловой системы представлены нижним отделом, и имеют преимущественно алевролитово-глинистый состав. В верхней, предположительно апт-альбской части разреза, ожидается переслаивание глин и алевролитов с подчиненными прослоями песчаников, обильными остатками флоры, обломками обугленной древесины, углистыми прослоями.

Нижняя (неокомская) часть разреза сложена преимущественно глинами. Глины в основном серые, реже темно-серые с обломками раковин, гнездами пирита, конкрециями фосфоритов. Вероятны буроцветные известковистые разности, переходящие в мергели.

Песчаники и алевролиты серые, светло-серые, известковистые и известковые,с сидеритовыми конкрециями. Возможны слабосцементированные разности.

Мощность 320 м.

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА - Q

Четвертичные отложения в верхней части разреза представлены песками серого цвета и супесями с гравием, галькой, дресвой, прослоями суглинков, которые постепенно сменяются чередованием глин и песков, с единичными прослоями мергелей. В подошве слоя глины серые и темно-серые, вязкие, жирные, а также темно-коричневые, с обуглившимся растительным детритом. Мощность отложений 180 м.

1.3 Тектоника

Фундамент острова Колгуев относится к северо-западной части Восточно-Европейской платформы. По геофизическим данным залегает на глубине 4,4-4,8 км в северной части и 5,8-6,4 км в южной.

Осадочный чехол о. Колгуев представлен структурой I порядка - Малоземельско-Колгуевской моноклинали. На востоке моноклиналь граничит с Печоро-Колвинским авлакогеном, на юго-западе - с Ижма-Печорской синеклизой, на западе - с Тиманским кряжем, на севере переходит в Куренцовскую ступень.

Эпибайкаольский фундамент Малоземельско-Колгуевской моноклинали представлен мегаблоком метаморфизованных верхнепротерозойских вулканогенно-осадочных образований со значительным объёмом эффузивных и интрузивных пород. На территории моноклинали фундамент вскрыт тремя скважинами на глубинах на глубинах 2197, 2046 м и 2119 м., где сложен был базальтовыми порфиритами, переслаиванием туфобрекчий с туффитами, лавами и туфами базальтового состава.

В пределах Колгуевской части Мало-Земельско-Колгуевской моноклинали выделяются две системы глубинных разломов фундамента: Центрально-Колгуевская и Песчаноозёрская, простирающиеся кулисообразно в северо-западном направлении и проникающие в нижнепалеозойскую часть разреза осадочного чехла.

В осадочном чехле Колгуевского региона выделяют следующие структурно-формационные этажи:

· нижнеордовикско-нижнедевонский

· среднедевонско-нижневизейский

· средневизейско-нижнетриасовый

· среднетриасовый-нижнемеловой

Границами между этажами являются перерывы в осадконакоплении и азимутальными несогласиями залегания.

Строение нижнего структурно-формационного этажа о. Колгуев практически не изучено. Установлено отсутствие доверхнедевонских отложений в пределах выступов фундамента и резкое выклинивание этих отложений в местах подхода к выступам. Отмечается несоответствие строения нижнего и вышележащих этажей.

Тектоничсекая обстановка делится на два этапа. Нижний этап охватывает девонские, каменноугольные и пермские отложения. По результату сейсморазведочных работ компании "Арктикморнефтегазразведка" “на нижнем этапе развиты дизьюктивные нарушения от фундамента до артинских отложений нижней перми. Тектонические нарушения верхнего этапа характерны для триасового рифтогенеза: грабены, горсты, надвиги, смятия. Горизонтальные деформации растяжения и сжатия, а, возможно, и ротационные подвижки затронули всю толщу осадков триасового возраста, накопленных к тому времени. Разной степени разрывы и глубина их проникновения наблюдаются во всем временном интервале триасового разреза. Наибольшим деформациям подверглись, как представляется, отложения харалейской, ангуранской свит и верхи отложений чаркабожской свиты”.

Геолого-геофизическими исследованиями в пределах Колгуевского региона по всему разрезу осадочного чехла выявлена группа малоамплитудных структурных осложнений в виде валообразных поднятий (гемиантиклинальных складок типа гемивалов северо-западного простирания).

Рис.3 Тектоническое районирование фундамента Малоземельской-Колгуевской моноклинали (Богацкий В.И.,Прищепа О.М., 2009)

Границы тектонических элементов: 1 - надпорядковых, 2- первого порядка, 3- второго порядка, 4- третьего порядка. Элементы тектонического районирования: Г - Тиманская гряда, Д - Ижма-Печорский мегаблок, Е - Малоземельская Колгуевская моноклиналь, Е1 - Коргинская ступень, Е2 - Западно-Колгуевский прогиб, Е3 - Западно-Колгуевский свод, Е3 ¹ - Бугринское куполовидное поднятие,Е3 ^0-1 - Западно-Бугринская ступень, Е3 ^0-2 Южно-Бугринская ступень, Е4 - Восточно-Колгуевский блок, Е4 ¹ - Колгуевская зона горстов и грабенов, Е4 ^0-1 - Песчаноморский уступ, Е01 - Сенгейский горст, Е5 - Малоземельский блок, Е5 ¹ - Нарьян-Марская ступень, Е5 ^1-1 Нерутинский грабен, Е5 ² - Удачная ступень, Е5 ³ - Шапкина-Харицейская зона приразломныз мульд и пережимов, Ж - Печоро-Колвинский мегаблок, З - Хоревейско-Печороморский мегаблок, И - Южно-Приновоземельский прогиб, М- Северо-Печорский мегаблок

1.4 Нефтегазоносность

К концу 1998 г. на шельфе Российской Арктики открыто 15 различных по запасам месторождений углеводородов (рис. 1). Месторождения принадлежат трем осадочным бассейнам: морскому продолжению Тимано-Печорского, Южно-Баренцевскому и Южно-Карскому. Бассейны различаются как по особенностям строения, генезису, истории и динамике развития, так и по характеру распределения, структурно-тектонической и стратиграфической приуроченности месторождений. Вместе с тем, указанные бассейны пространственно весьма тесно сопряжены, представляя в современном тектоническом плане своеобразное трио структур земной коры. Исходя из особенностей строения, тектонической позиции и геодинамической эволюции, рассматриваемые бассейны Западно-Арктического шельфа относятся к окраинно-континентальным рифтогенным. Их возникновение и развитие связано с неоднократно проявлявшимися этапами растяжения земной коры. Тимано-Печорский бассейн был сформирован на древней пассивной окраине. На его современном морском продолжении с некоторым поперечным смещением выделяются два крупных авлакогена: наиболее значимый - Печоро-Колвинский и Западно-Колгуевский, открывающиеся в Южно-Баренцевский бассейн. Этот бассейн, как на суше, так и в пределах шельфа, развит на коре, обладающей всеми признаками континентального типа.



2. Комплексный подход к оптимизации эксплуатации нефтегазокондексантных месторождений на примере песчано-озлрского месторождения

2.1 Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин

Для расчета коэффициента подачи штангового насоса необходимо определить теоретическую подачу скважины по формуле:

,

где:

- диаметр плунжера насоса, м;

n - число качаний, кач/мин;

- длина хода устьевого штока, м.

.

Коэффициент подачи рассчитаем по формуле (2):

С учётом фактического дебита скважины по жидкости = 8 м³/сут, приведенного в условии, коэффициент подачи К равен:

.

Для расчета напряжений следует определить следующие величины:

1. Плотность жидкости:

,

где - обводнённость жидкости, %

и - плотность воды и нефти соответственно, кг/м³.

2. Гидростатическое давление:

,

где - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с²;

Н - высота столба жидкости в работающей скважине по вертикали, м.

Так как в условии дана длина подвески по стволу и удлинения для нее не предоставлено определим длину подвески по вертикали следующим образом:

найдем косинус зенитного угла скважины:

,

где Нви - расстояние от устья до верхних интервалов перфорации, м;

Удви - удлинение до верха интервалов перфорации, м.

.

Тогда длина подвески по вертикали (высоту столба жидкости в работающей скважине)

,

где Нп - длина подвески по стволу, м;

- косинус зенитного угла скважины.

,

3. Площадь сечения плунжера насоса

,

где D - диаметр плунжера насоса, м.

4. Площадь поперечного сечения верхней штанги

,

где d - диаметр верхней штанги, м.

5. Вес жидкости

,

где Ру - давление на устье, Па.

6. Вес штанг :

,

где и - масса штанг диаметром 22 мм и 19 мм соответственно;

и - длина колонны штанг диаметром 22 мм и 19 мм соответственно;

8 - длина одной штанги, м (номинальный размер)..

7. Рассчитаем максимальную нагрузку на устьевой шток при ходе вверх в жидкости по формуле И.М.Муравьева и минимальный по формуле К. Миллса:

,

где l - длина хода устьевого штока, м;

n - число ходов (качаний) в минуту;

b - коэффициент плавучести штанг в жидкости,

,

где ршт, рж - плотность материала штанг (стали) и жидкости.

.

.

,

.

Характеристики циклического изменения напряжения в произвольном сечении:

-- максимальное напряжение цикла

;

.

-- минимальное напряжение цикла

;

.

-- амплитудное напряжение цикла

;

.

-- среднее напряжение цикла

;

.

Приведенное напряжение в верхней части колонны штанг можно рассчитать несколькими способами:

-по Одингу :

;

(значение входит в допустимый предел до 70МПа);

-по Марковцу :

;

, (значение входит в допустимый предел до 57 МПа);

-по Гудмену :

;

, (значение входит в допустимый предел до 97 МПа).

Величина потери длины хода плунжера за счет деформации труб и штанг (л) зависит от веса столба жидкости над плунжером, длины колонны штанг, диаметра штанг, материала труб и штанг. Для 2-х ступенчатой колонны определяется по формуле :

,

где Gж - вес столба жидкости над плунжером, Н;

L - длина колонны шанг (глубина спуска насоса), м;

c, b - доли длины верхней и нижней ступеней штанг;

x - отношение площадей сечения верхних и нижних штанг в ступеньчатой колонне;

fшт - площадь сечения верхних штанг (в ступеньчатой колонне), м²

fтр - площадь сечения труб по металлу, м²

Е - модуль Юнга материала штанг и труб, Н/ м² (Па) (для стали - 21* 10¹⁰ Па).

,

где dвнеш - внешний диаметр труб, м;

h - толщина стенок труб, м.

.

.

Полезную мощность можно рассчитать по формуле :

.

Посчитаем мощность до изменений:

.

2.2 Основные причины низкой эффективности работы скважинного оборудования

По результатам проведенного динамометрирования можно выявить следующие причины низкой эффективности работы оборудования.

1. Влияние свободного газа. Не заполнение цилиндра насоса из-за низкого динамического уровня.

При ходе плунжера вверх в цилиндр насоса поступает газожидкостная смесь, и по мере увеличения объема под плунжером происходит как расширение свободного газа, так и выделение растворенного. Поэтому под влиянием газа происходит уменьшение коэффициента заполнения ШСН за счет того, что газ занимает часть рабочего цилиндра, и при движении плунжера вниз подвергается сжатию, а при движении вверх расширению, что приводит к снижению эффективности работы насоса.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса применяются следующие способы:

1) увеличение погружения насоса под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

2) уменьшение «мертвого» пространства под плунжером до приемного клапана;

3) применение насосов специальной конструкции;

4) увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема «мертвого» пространства в объеме, описываемом плунжером;

5) увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса с использованием различных устройств;

6) откачка затрубного газа с помощью поршневого компрессора с приводом от станка-качалки.

Влияние свободного газа из приведенных выше способов на данной скважине можно уменьшить сепарацией газа различными устройствами, например, газовым якорем, применением насосов специальной конструкции, откачкой затрубного газа с помощью поршневого компрессора с приводом от станка-качалки.

Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень не даст положительного результата, поскольку насос спущен ниже уровня перфорации.

2.Приклинивание плунжера в верхней части насоса. Муфта подгоночного штангового штока, соединяющая устьевой шток и колонну штанг, в конце хода вверх упирается в сальник устьевой арматуры. Чтобы муфта не упиралась в сальник, следует сократить длину подвески устьевого штока.

2.3 Возможные направления оптимизации работы скважины. Обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования

Возможным вариантом действий может стать замена насоса 44 мм на насос 38 мм.

Теоретическая подача:

,

Тогда коэффициент подачи будет равен:

.

Вес жидкости:

,

.

Рассчитаем вес штанг с жидкостью и вес штанг в жидкости :

,

.

Максимальное напряжение цикла :

.

Минимальное напряжение цикла :

.

Амплитудное напряжение цикла :

.

Среднее напряжение цикла :

.

Напряжение в верхней части колонны штанг:

- приведенное по Одингу:

.

- приведенное по Марковцу:

.

- приведенное по Гудмену:

.

Посчитаем мощность после замены насоса:

.



3. Расчётная часть

3.1 Расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом

Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования. Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др.

Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин - определение диаметра подъемных труб.

Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.

Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб .Основное условие выноса следующее:

где - критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/с.

3.2 Расчет выноса твердых частиц

В этом случае критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц.

Режим течения определяется параметром Рейнольдса

или параметром Архимеда

где - диаметр твердой частицы, м; - плотность твердых частиц, кг/м³ (при расчетах принимают кг/м³)

Выделяют три режима течения:

Ламинарный или ;

Переходный или ;

Турбулентный или .

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:

Ламинарный режим ;

Переходный режим ;

Турбулентный режим ;

где - плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м³; - динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па*с.

Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление

или по заданному забойному давлению вычисляют дебит. Внутренний диаметр (в м) подъемника , где - дебит газа, тыс.м³/сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

3.3 Расчет выноса жидких капель

Критическая скорость выноса жидких капель с забоя газовой скважины

,

где - забойное давление, МПа.

Если в продукции скважины имеются твердые и жидкие частицы, то при расчете диаметра подъемника из полученных двух значений диаметра выбирают наименьшее.

Иногда при расчете диаметра подъемника принимают =5-10 м/с.

Задача. Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы диаметром = 0,002 м, а =1,4*10^-5 Па*с.

Решение.

Рассчитываем по (3.3) параметр Архимеда (дано: =1,06 кг/м³; =2500 м; а=0,6439-10^-4; b= 2,139*10^-10; р_заб=39,03 МПа; = 1,15*10³ тыс.м³/сут; Т_заб=337 К; 0,811)

Так как , то режим течения, в соответствии с турбулентным, а критическая скорость рассчитывается по:

м/с.

По формуле выноса частиц рассчитываем:м/с.

Вычисляем внутренний диаметр подъемника:

м.

Выбираем трубы с условным диаметром 60 мм; внутренний диаметр =0,0503 м.



4. Организационный раздел

4.1 Охрана труда и техника безопасности

Все работы в нефтяной и газовой промышленности производятся в соответствии с правилами, разработанными научно-техническим центром Гостехнадзора с участием ведущих специалистов нефтяной и газовой промышленности и геологоразведочных организаций. Правила содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным, для обеспечения безаварийной работы и создания здоровых и безопасных условий труда.

На основании этих правил и типовых инструкций на предприятиях, с учетом местных условий разработаны производственные инструкции по профессиям и видам работ.

Согласно Конституции РФ, дети до 14-летнего возраста к работе не допускаются, подростки до 18 лет имеют льготы и могут быть приняты на работу только после медицинского освидетельствования. Трудовое законодательство установило ряд специальных правил по охране труда женщин. Основными направлениями государственной политики в области охраны труда является:

1. Обеспечение приоритета сохранения жизни и здоровья работников.

2. Принятие и реализация федеральных законов и иных нормативно-правовых актов Российской Федерации об охране труда.

3. Государственное управление охраны труда.

4. Государственный надзор и контроль за соблюдением требований охраны труда.

5. Расследование и учёт несчастных случаев на производстве.

6. Установление компенсаций за тяжёлую работу и за работу с вредными и опасными условиями труда.

Главными задачами охраны труда нефтегазодобывающего предприятия являются:

1. Выявление и устранение производственных опасностей.

2. Ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний.

3. Оздоровление условий труда.

4. Предупреждение взрывов пожаров и аварий и т. д.

Обязанности по обеспечению безопасных условий и охраны труда в организации возлагается на работодателя. Работодатель обязан обеспечить:

· Безопасность работников при эксплуатации зданий и сооружений;

· Применение средств индивидуальной защиты;

· Соблюдение режима труда и отдыха работников;

· Приобретение и выдача за счёт собственных средств: спец. одежду, спец. обувь и другие средства индивидуальной защиты;

· Обучение безопасным методам и приёмам выполнения работ по охране труда;

· Информирование работников об условиях и охране труда на рабочих местах.

К производственным опасностям и к вредным производственным факторам на нефтегазодобывающем предприятии относятся:

· Неблагоприятные метеорологические условия;

· Движущиеся токоведущие и нагретые части оборудования;

· Шум, вибрация, промышленная пыль;

· Горючие и взрывоопасные вещества;

Нефтегазодобывающие предприятия постоянно оснащаются новой техникой, меняются трудовые технологические процессы, внедряется новое оборудование.

В связи с этим необходимо постоянно обучать рабочих умению обращаться с новым оборудованием, правильно и безопасно вести новые технологические процессы.

На оборудование и механизмы, применяемые при текущем ремонте, должны быть в наличии паспорта заводов изготовителей. Перед началом работы подъемника необходимо проверить исправность двигателя, тормозной системы лебедки и ходовой части. При ремонте скважин с возможным выделением сероводорода необходимо руководствоваться специальной инструкцией.

Прием скважины в ремонт, а также сдача её после ремонта производится по акту непосредственно на рабочем месте. Территория вокруг скважины должна быть спланирована в радиусе не менее 30 метров и освобождена от посторонних предметов. Осветительная установка должна устанавливаться за пределами взрывоопасной зоны, т. е. в радиусе 5 м. от устья скважины.

Запрещается изменять положение балансира станка-качалки проворачиванием клиноременной передачи вручную. До начала работ по подъему и спуску труб необходимо проверить правильность установки подъемника в результате «холостого» подъема и спуска талевого блока. При проведении спускоподъемных операций (СПО) мачта должна быть отцентрирована относительно оси скважины. Перед началом СПО мастер бригады текущего ремонта обязан лично осмотреть оборудование, инструмент, приспособления и механизмы, применяемые в работе. Результаты проверки заносятся в журнал проверки технического состояния оборудования. Запрещается производить СПО и вести расхаживание инструмента без индикатора веса, который устанавливается на высоте не более 3,5 м.

Запрещается эксплуатировать мачту с нагрузками, превышающими указанные в техническом паспорте агрегата.

Спуск труб и штанг следует производить с применением направляющих воронок из материала, не дающего искр при ударах.

Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается производить только по одной штанге. Выброс на мостки и подъем с них труб диаметром более 51 мм разрешается производить двухтрубками.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто. Запрещается производить СПО при неполном составе вахты. При укладке НКТ на мостки под каждый ряд труб необходимо укладывать деревянные прокладки - не менее трёх.

Ремонтный персонал во время проведения работы должен находиться в защитной каске, спецодежде, спецобуви и рукавицах.

Бригады текущего ремонта скважин должны быть обеспечены радиосвязью с постоянным вызовом.

3.2 Противопожарная защита

Нефтяная промышленность с точки зрения пожарной опасности характеризуется взрыва и огнеопасностью нефти и газа. Их взрыва и пожароопасные свойства характеризуются пределами: температуры вспышки, температурой самовоспламенения, самовоспламенением и взрывом.

Температурой вспышки называется наименьшая температура горючего вещества, при которой создаётся смесь газов или паров с воздухом, способная воспламенятся при поднесении огня или др. импульса воспламенения. К легко воспламеняющимся жидкостям отнесены ацетон, бензин, нефть, керосин с температурой вспышки с 28 до 450С. К горючим жидкостям - моторное топливо, масло, парафин, мазут с температурой с 45 до 1200С.

Температурой воспламенения называется наименьшая температура горючего вещества, при которой оно загорается от открытого источника огня или тепла и продолжает горение после удаления этого источника.

Самовоспламенение вещества происходит во время нагревания смеси его паров с воздухом до определённой температуры, при которой в данных условиях вещество способно загорается без воздействия импульса воспламенения.

Взрыв -- это чрезвычайное быстрое горение, сопровождаемое выделением большого количества тепла и раскалённых газообразных продуктов и образованием большого давления. Для возникновения взрыва необходимы 2 условия:

1. Определённая концентрация горючих паров или газа в воздухе.

2. Импульс, способный нагреть эту смесь до температуры самовоспламенения.

Объекты по степени пожарной опасности подразделяют на 5 категорий. Категория А - производства, связанные с получением, применением или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемости до 10%, содержащихся в таких количествах, при которых возможно образование с воздухом взрывоопасных смесей; жидкостей с температурой вспышки паров 280С и ниже; твёрдых веществ и жидкостей, воспламенение или взрыв которых может последовать при взаимодействии с водой или кислородом. Б - производства, связанные с обработкой, применением, образованием или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемости более 10%, содержащихся в количестве, достаточном для образования с воздухом взрывоопасных смесей. В - производства, применяющие жидкости с температурой вспышки паров выше 1200С или перерабатывающие твёрдые сгораемые вещества. Г - производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем, раскалённом или расплавленном состоянии с выделением искр, пламени, а также производства, связанные со сжиганием твёрдого, жидкого или газообразного топлива. Д - производства, обрабатывающие несгораемые вещества и материалы в холодном состоянии, механические цехи холодной обработки металлов, компрессорные станции, склады металла и т. д. Все производственные помещения по степени взрывопожароопасности делятся на классы: Взрывоопасные В-1, В-1А, В-1Б, В-2, В-2а, пожароопасные П -1, 77-2, П-2а, 77-3, В-1г и Н (невзрыво - и не пожароопасные).

На предприятиях и организациях образуются добровольные пожарные дружины. Подразделения добровольной дружины должны быть обеспечены пожарно-техническим оборудованием и инвентарём.

Руководители предприятий обязаны создавать ПДК, основными задачами которых являются:

· разработка мероприятий по обеспечению пожарной безопасности;

· привлечение рабочих к проведению пожарно-профилактических работ;

· ведение разъяснительной работы среди рабочих и ИТР по соблюдению противопожарных правил и т. д.

Для решения этих задач ПДК должны: раз в квартал обследовать все производственные цеха, строения, склады и другие помещения, разрабатывать мероприятия по устранению выявленных нарушений, контролировать их выполнение. Принимать участие в разработке инструкций и правил пожарной безопасности, контролировать их соблюдение. Организовывать и проводить совещания с участием органов пожарной охраны, организовывать смотры ДПД.

Одним из наиболее надёжных и простых способов тушения жидкости является способ прекращения испарения и парообразования горящей жидкости путём изоляции её поверхности от окружающего воздуха.

Огнегасящие средства могут быть жидкие (вода, растворы солей и др.), газообразные (водяные пары, газообразная углекислота.), пенообразные и твёрдые (земля, песок, твёрдая углекислота).

Мероприятия по пожарной безопасности:

1. Предупреждение пожаров.

2. Ограничение сферы распространения огня.

3. Успешная эвакуация людей и материальных ценностей.

4. Создание условий эффективного тушения пожара.

4.3 Охрана недр и окружающей среды

Федеральное и местное законодательства вводят ряд ограничений на хозяйственную деятельность для некоторых территорий с целью охраны природы, рационального использования ресурсов и сохранения традиционного уклада жизни, многочисленных народностей севера.

Красноленинское месторождение введено в эксплуатацию в 1981 году.

При дальнейшей эксплуатации Красноленинское месторождения природоохранная деятельность предприятия должна быть направлена на решение трех взаимосвязанных проблем:

· обеспечение экологической сохранности территории нефтяного месторождения и прилегающих к нему зон, на которые возможно влияние при эксплуатации месторождения, восстановление последствий уже имевших место нарушений природной среды;

· обеспечение экологической безопасности местного населения и персонала, работающего на месторождении;

· повышение ответственности персонала предприятий за качество выполняемых им работ, загрязнение окружающей среды, рациональное использование природных ресурсов, выполнение природоохранного законодательства.

Сложившееся воздействие на окружающую природную среду в регионе и непосредственно на рассматриваемой территории определяют нефтепромысловые объекты и сооружения Красноленинское месторождения.

Воздействие кустов скважин, сооружений подготовки нефти и закачки пластовой воды проявляется практически на все компоненты природной среды: атмосферный воздух, поверхностные и грунтовые воды, почвенно-растительный покров, недра.

Исследования показывают, что наибольшее воздействие на природную среду происходит при аварийных ситуациях на нефтепроводах.

Охрана воздушного бассейна.

Технология добычи нефти неизбежно сопровождается выбросом вредных веществ в атмосферу в результате потерь нефти и газа при их сборе, транспорте, подготовки и переработке, при сжигании газов на факелах и при работе двигателей технологического транспорта. К наиболее крупным источникам выбросов в атмосферу относятся: резервуарные парки, энергетические установки, факела всех типов, автотранспорт, газопроводы неотбензиненного газа. Основными загрязняющими веществами являются углеводороды, сероводород, окислы азота, окись углерода, сернистый ангидрид, сажа.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин оборудование устья скважин должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

На нефтяных месторождения содержащих сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и нефтяного газа должны выполняться требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород.

Постоянный контроль за состоянием атмосферного воздуха осуществляется промышленно-санитарной лабораторией управления.

Охрана почв в районе нефтедобычи.

При разливе нефти на поверхности земли с возможным попаданием её в водоисточники, работниками нефтепромыслов должны быть приняты срочные меры, обеспечивающие прекращение дальнейшего распространения загрязнения. Разлившаяся на поверхности водного объекта нефть должна быть убрана техническими средствами и утилизирована. На загрязненном участке земли должно быть проведены работы по сбору или нейтрализации загрязнений с последующей рекультивацией земли.

Эксплуатация дефектных нефтяных и нагнетательных скважин не допускается. В районе дефектных скважин необходимо осуществлять постоянный контроль с целью принятия, в случае необходимости, соответствующих мер по охране недр.

Проводится большая работа, направленная на снижение порывов водоводов и нефтепроводов, которая осуществляется за счет внедрения металлопластиковых труб и электрохимической защиты. При проведении работ по восстановлению плодородия делается упор на экологически чистый агротехнический метод с применением природных компонентов: торфа, перегноя, специальных сельскохозяйственных культур.

В случае разлива реагентов через соединения трубопроводов необходимо немедленно остановить дальнейшие работы по закачке их в скважину, снизить давление до атмосферного, принять меры по предотвращению утечек реагента, произвести повторную опрессовку нагнетательных трубопроводов агрегата и возобновить закачку.

Охрана поверхностных и подземных вод.

Поверхностный и подземный стоки тесно взаимосвязаны. Большую часть года реки питаются подземными водами (родниковый сток), лишь в период весеннего снеготаяния (апрель -- май) расходы рек резко возрастают за счет поверхностного стока, составляющего 60% годового. Дождевой сток в теплое время года увеличивает расходы рек незначительно (9% общего годового). В холодный период года реки получают исключительно подземное питание, отражая загрязненность подземных вод (родников).

Поверхностные источники загрязнения рек вполне очевидны: аварийные порывы трубопроводов, разливы нефти и соленных вод в результате нарушений герметичности нефтепромысловых сооружений, стоки промышленных объектов, объектов сельскохозяйственного назначения, стоки городов и населенных пунктов.



Заключение

В настоящей курсовой работе были изучены вопросы физико-геологической характеристики Песчанозёрского месторождения.

Анализированы технологические режимы и условия эксплуатации добывающих скважин.

Выявлены основные причины низкой эффективности работы скважинного оборудования. Причиной являлось не заполнение цилиндра насоса из-за низкого динамического уровня и приклинивание плунжера в верхней части насоса.

Разработаны возможные направления оптимизации работы скважины. Одним и направлением может стать замена насоса 44 мм на насос 38 мм.

Обоснован способ эксплуатации скважины и сделан выбор скважинного оборудования.

Сделаны расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом, расчет выноса твердых частиц и расчет выноса жидких капель.

Рассказано о охране труда и технологической безопасности.

Список использованных источников

1. ru.wikipedia.org

2. https://www.bibliofond.ru/

3. elibrary.ru

Список используемой литературы

1. Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти», Москва, 2003 г.;

2. «Снижение влияния свободного газа на работу насосного оборудования» Колесова С.Б., Насыров А.М., Полозов М.Б., Ижевск, 2018.

3. Мищенко И.Т. «Расчеты при добыче нефти и газа». М. Нефть и газ, 2008.

4. РД39-0148070-003/7-95. Регламент “Охрана окружающей среды при строительстве скважин на месторождениях ООО “РН-Юганскнефтегаз””

5. Янин А.И.Комплексная технологическая схема разработки Приразломного месторождения. СибНИИНП, Тюмень 1990г, Том 1.

6. Анализ разработки Приразломного месторождения. Отчет ООО «ЮганскНИПИнефть», 2002 г.

7. Деньгаев A.B. Повышение эффективности эксплуатации скважин при откачке газожидкостных смесей - Дис. канд. техн. наук. - М., 2006. с. 194

8. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче.- Уфа:ООО «Издательство научно-технической литературы «Монотомь»», 2003.- 302с

9. Конституция Российской Федерации от 12.12.1993 г

10. Закон Российской Федерации «О недрах» от 21.02.1992 г. № 2395-1 (действующая редакция от 31.12.2014 г.) .

11. ПБ 07-601-03. Правила охраны недр.

12. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

Размещено на Allbest.ru

...