Министерство образования
Российской ФедерацииЧернушинский ГосударственныйПолитехнический Колледж
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Тема: Анализ добывных возможностей скважиноборудованных УШГН, Павловского месторождения.Выполнил:Дьячков Артём Сергеевич, студент III курса, группы №35
Специальность:0906 Эксплуатация нефтяных и газовыхместорождений
Профессия: Оператор добычи нефти и газа
Руководитель: ПахомоваН.А.
Консультант по графической части: ГалюкТ.Х.
Чернушка 2001
стр.
1. Введение._____________________________________________
2.Геологическая часть:
2.1 Общее сведенье оместорождении___________________
2.2 Стратиграфия____________________________________
2.3Тектоника_______________________________________
2.4 Сведения о нефтегазоносности и водоносностиразреза_
3.Техническая часть:
3.1 Применяемоеоборудование________________________
- Схема установки;
- Принцип работы;
- Описание насосов.
3.2Анализ добывных возможностей скважин____________
3.3Анализ технологических режимов___________________
3.4 Выбороборудования______________________________
4. Организационная часть:
4.1 Охрана недр окружающейсреды____________________
4.2Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыминасосами________________________________
4.3 Противопожарныемероприятия_____________________
4.5Литература______________________________________
В нашейстране нефтяная отрасль одна из ведущих и быстро развивающихся впромышленности, в которую внедрены новейшие технологии машиностроения,автоматизации и техники. Объектынефтяной промышленности рассредоточены по всей территории страны, в нейзадействовано большое количество трудовых ресурсов России.
В курсовом проекте описана краткая геологическаяхарактеристика Павловского месторождения и продуктивных пластов. Изучены формызалегания и состав пород нефтенасыщенных пластов. Проведён анализ добывныхвозможностей и технологических режим
работы скважин, расчёты повыбору оборудования, инструкции и рекомендации по эксплуатации скважин.Отражена работа штангоскважинных насосных установок (ШСНУ), и техникабезопасности при их эксплуатации.
Материал собран в НГДУ «Чернушканефть». Это крупнейшеепредприятие Пермского нефтяного района, на его долю приходится до 35%ежегодно-добываемой нефти в областях, входящих в
ОАО«Лукойл-Пермнефть». Управлениеразрабатывает 17 нефтяных месторождений в пяти административных районахПермской области и Башкортостана. В его ведении 3670 скважин, среднедействующий фонд 1943 из них 3 скважины фонтанные, 244 – оборудованные УЦН,1676- штанговыми и соответственно станками качалками.
В 1999г. применяются такие современные физико-химическиеметоды повышения нефтеотдачи пластов, как применение соляной кислоты сзамедлителями, также кислотных гелей, акустическое воздействие и термоизоляцияна пласт, бурение вторых пластов.
Большая часть месторождения эксплуотируется с 50 – 60 годов,активные запасы в значительной степени выработаны, обводнённость залежейсоставляет в среднем 80%.
2.1Общее сведения о месторождении
Павловскоеместорождение нефти расположено на юге Пермской области в Чернушинском районе.От города Перми оно находится на расстоянии 170 км. Наиболее крупным населеннымпунктом является районный центр — г. Чернушка, деревни: Дмитровка, Улык гора,Ореховая гора, Крещенка, Атняшка и др. Они равномерно располагаются по площади и приурочены к долинам небольшихрек.
Сообщениемежду населёнными пунктами осуществляется по грунтовым дорогам, которые непригодны к движению автотранспорта в дождливое время года и зимой. Павловскийпромысел связан с районным центром, асфальтированным шоссе. Связь с городомПермью осуществляется автотранспортом, по железной дороге через Екатеринбург исамолётом.
Населениена территории месторождения состоит главным образом из русских, татар, удмуртови башкир.
Основное занятие населения сельскоехозяйство, лесозаготовки. В последние время развивается нефтедобывающаяпромышленность.
В географическом отношении территорияместорождения представляет собойвсхолмленную равнину с абсолютными отметками от +140м. до +260м; расчлененнуюмногочисленными оврагами. Реки Тюи и Танып, протекающие в меридиальномнаправлении являются основными.
На площади много малых рек с крутым ивысоким левым склоном и пологим правым. Долины рек покрыты мелким кустарником,не редко заболочены. Все реки мелководны и не судоходны. Большая часть площадипокрыта смешанными пихтово-еловыми лесами с липой, клёном, берёзой и осиной.
Климат района умеренный,континентальный. Средняя годовая температура +1,3 0С.
Максимальная в июле +380С, минимальная в январе–420С. Годовое количество осадков 500-600 мл. Устойчивый снежныйпокров образуется в ноябре и сходит в апреле. Наибольшая высота его наблюдаетсяв марте и достигает 65-75 см. Максимальная глубина промерзания почвы 105 см.
Основным полезным ископаемым кроменефти и газа являются глины, галечник и медистые песчаники.
На станции Чернушка находитсянефтеналивная эстакада, куда проложен нефтепровод до станции Куеда. Кроме того,подготовлен к сдаче в эксплуатацию нефтепровод Павловка-Чернушка-Колтасы.
Краткая историягеологических исследований.
В 1943 году площадь Павловского месторождениябыла покрыта геологической съемкой. Предварительные поиски были теснопереплетены с детальными.
В сентябре 1956 года Павловскоеподнятие было введено в глубокую разведку. Одновременно с глубоким бурениемпроводилось структурно поисковое бурение с целью его оконтуривания.
В результате глубокого бурения доказанапромышленная нефтеносность отложений башкирского и московского ярусов среднегокарбона, яснополянского надгоризонта и турнейского яруса нижнего карбона.
С 1960 года начата пробная эксплуатациятурнейской залежи.
В 1961 году залежи яснополянскогонадгоризонта введены в промышленную эксплуатацию.
В марте 1965 года введена вэксплуатацию башкирская залежь.
2.2 Стратиграфия.
Геологический разрез месторождениявскрыт от четвертичных отложений до верхнего девона. Максимальная вскрытаяглубина скважины 2243 м.
Подробная характеристика вскрытыхотложений даётся в работах (1,2), поэтому ниже приводится лишь краткое описаниеразреза.
Каменно угольная система. C
Нижний отдел. C1
Турнейский ярус. C1t
Сложен известняками светло-серыми,тёмно-серыми, с глинистыми прослойками, неравномерно-насыщенными. В турнейскомярусе в 4-5 метрах от кровли выделяется нефтяной пласт.
Мощность79,5-82 м.
2.3 Тектоника.
Павловское месторождение нефти втектоническом отношении приурочено к крупной антиклинальной складке,расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго-западную частьБашкирского свода.
Изучение тектонического строенияПавловской структуры по маркирующим горизонтам показывает полное совпадениеструктурных планов при некотором смещении сводной части в восточном направлениии выполаживании структуры от более древних отложений к более молодым. Подевонским отложениям Павловская структура изучена очень слабо, всего лишь по3-м скважинам (6,10,35). На оснований этих скважин, а, также учитываярегиональное геологическое строение центральной части Чернушинского вала, можнопредполагать о наличии положительной структуры типа купола в районе скважин 35и 248, и вероятно небольшого купола к северо-западу от скважины № 10 в районескважины № 6.
Павловская структура имеет формупологого поднятия с более крупным западным крылом 1043|-3040|и пологим восточным крылом 0021|-1029|.
Общие простирание поднятия близко кмередиальному. Размеры его 34x18 км.
Павловская антиклиналь осложнена рядомлокальных поднятий-куполов (Берёзовский, Деткинский, Барановский, Улыкский,Григорьевский, Павловский, Южно-Павловский и Есаульский) разделённыхнезначительными прогибами.
Павловское поднятие расположено вцентральной части складки. Размеры поднятия-8,8x3,8км. при амплитуде 4 м.Присводовая часть поднятия осложнена 3-мя незначительными по размерам куполам,ограниченными изогипсой минус 1220 м. с вершиной в районе скважин 77, 26 и 103.
Локальные поднятия, осложняющиеПавловскую структуру по нижнекаменноугольным отложениям, четко выделяются и покровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона.
Изменяется лишь форма и размерынекоторых локальных структур. Многие из них исчезают совсем. 2.4 Сведения о нефтегазоносности и водоносностиразреза.
В процессе бурения скважин наПавловском месторождении нефтепроявления выявлены: в отложениях верхнего девона(в виде керна неравномерно-насыщенного нефтью), в турнейском ярусе нижнегокарбона (залежь промышленного значения). В отложениях окско-серпуховскогонадгоризонта нижнего карбона (в виде керна нефтенасыщеного), в отложенияхбашкирского яруса среднего карбона (залежь промышленного значения), вотложениях верийског горизонта московского яруса (пласты B3, B4-залежь нефти с газовойшапкой промышленного значения), пласт B2-приток нефти дебитом 8,3т/сут. на 5,3 мм. штуцере, в отложениях каширского и подольского горизонтов(газ с дебитом до 30 тыс.м3/сут. на 5,5 мм. штуцере), в отложенияхкунгурского яруса (в виде керна, участком пропитанного нефтью).
Турнейский нефтяной пласт представленорганогенно-детритовыми известняками. Характерно чередование пористых и плотныхпрослоев.
Максимальная эффективнаянефтенасыщенная мощность 31,2 м.
Турнейская залежь Павловскогоместорождения относится к типу массивных.
Центральная часть месторождения,включающая Барановский, Улыкский, Павловский, Григорьевский и Южно-Павловскийкупола, состовляет единую залежь с общими водонефтяным и газонефтяным контактами.
Водонефтяной контакт принят наабсолютной отметке — 798м. Размеры залежи — 17,5x17x75км. Этаж нефтеносностисоставляет 32,2 м. Максимальная нефтенасыщенная мощность-17,4м.
Положение газонефтяного контакта принято наотметке-785м.
Размер газовой шапки составляет 11x12,6км. Этаж газоносности равен 19 м. Максимальная эффективная газоноснаямощность-11,5м. Размер газовой шапки на Григорьевском куполе 4,6x4,75км.
Водонасыщение пород различно иобусловлено коллекторскими свойствами, степенью трещиноватости, каверзности идругими показателями.
Представлены воды в основном высокоминерализованными иметаморфизированными хлоркальциевыми рассолами, распространенными откристаллического фундамента до верхних каменноугольных отложений.
Основной областью питания водоносныхгоризонтов додевонских отложений, девона и нижнего карбона Пермского Прикамьяявляются западный склон Урала и Северные воды.
Ниже приводится краткая характеристикавод турнейского яруса нижнего карбона.
Посвоему составу пластовые воды турнейского яруса представлены рассоломхлоркальциевого типа. Удельный вес воды 1,179 г/см3. Наиболеевысокая минерализация 245,7 г/л. Отношение содержания натрия к хлору равно0,168, кальция к магнию-1,10. Коэффициент метаморфизации –2,09, коэффициентсульфатности — 0,28. Содержание брома –579,2 мг/л, йода –6,2 мг/л, борнойкислоты – 76,8 мг/л.
3.1 Применяемоеоборудование:
Принцип работы станкакачалки.Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двуммассивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение.Крившипнно шатунный механизм в целом преобразовывает в возвратно-поступательноедвижение балансира, который вращается на опорной оси, укреплённой на стойке.Балансир сообщает возвратно-поступательное движение канатной подвеске, штангами плунжеру.
Приходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается ився жидкость, находящиеся под плунжером, поднимается вверх на высоту равнуюдлине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапанзаполняет цилиндр насоса.
При ходе плунжера вниз всасывающийклапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открываетсянагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером.
Таким образом, ШСН — поршневой насосоднородного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг — двойного действия.
Жидкость из НКТ вытисняется черезтройник в нефтесборный трубопровод.
Принцип работы штанговойнасосной установки.
Штанговая насосная установка состоит из скважинногонасоса, который спускается в скважину под динамический уровень нанасосно-компрессорных трубах диаметром 38-102мм. и штангах диаметром 16-25мм.индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, иустьевого оборудования, в состав которого входят: тройник с сальником ипланшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается черезсальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатнойподвески и траверсы.
Плунжерный насос приводится в действиеот станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя припомощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется ввозвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насосачерез колонну штанг.
При ходе плунжера вверх под нимснижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытыйвсасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.
Приходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапаноткрывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. Принепрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходитдо устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.
1. Эксплуатационная колонна;
2. Всасывающий клапан;
3. Цилиндр насоса;
4. Плунжер;
5. Нагнетательный клапан;
6. Насосно-компрессорные трубы;
7. Насосные штанги;
8. Крестовина;
9. Устьевой патрубок;
10. Обратный клапан для перепуска газа;
11. Тройник;
12. Устьевой сальник;
13. Устьевой шток;
14. Канатная подвеска;
15. Головка балансира;
16. Балансир;
17. Стойка;
18. Балансирный груз;
19. Шатун;
20. Кривошипный груз;
21. Кривошип;
22. Редуктор;
23. Ведомый шкив;
24. Клиноременная передача;
25. Электродвигатель на поворотной салазке;
26. Ведущий шкив;
27. Рама;
28. Блок управления.
Схемаштанговой скважинно-насосной установки (УШГН).
рис 1.
Описание работы насоса.
Скважинные штанговые насосы предназначены дляоткачивания из нефтяных скважин жидкости обводнённостью до 90 %, температуройне более 1300С, содержанием сероводорода не более 50 г/л, минерализирующейводы не более 10 г/л.
Скважинные насосы представляют собойвертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, сподвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами; спускаются в скважинуна колонне насосно–компрессорных труб и насосных штанг.
Скважинные насосы изготавливаютсяследующих типов:
· НВ1 – вставные с замкомнаверху;
· НВ2 – вставные с замкомвнизу;
· НН – не вставные безловителя;
· НН1 – не вставной сзахватным штоком;
· НН2 – не вставной словителем.
Выпускаются насосы следующих конструктивныхисполнении:
поконструкции (исполнению) цилиндра:
5 –с толсто стенным цельным (безвтулочным) цилиндром;
С –с составным (втулочным) цилиндром;
по конструктивным особенностям, определяемым функциональнымназначением (областью применения):
Т– с полым трубчатым штоком, обеспечивающим подъём жидкостью по каналу колоннытрубчатых штанг;
А– со сцепляющим устройством (только для насосов типа «НН»), обеспечивающимсцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;
Д 1– одноступенчатые, двух плунжерные, обеспечивающие создание гидравлическогониза;
Д 2 — одноступенчатые, двух плунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатиеоткачиваемой жидкости (насосы исполнении Д 1 и Д 2 – одноступенчатые,одноплунжерные);
по стойкости к среде:
без обозначения – стойкие к среде с содержаниеммеханических примесей до 1,3 г/л (нормальные);
И – стойкие к среде с содержанием механических примесейболее 1,3 г/л (абразивостойкие).
В условном обозначении насоса,например НН25А-44-18-15-2, первые две буквы и цифры указывают тип насоса,следующие буквы – исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры диаметрнасоса, последующие – длину хода плунжера в мм. и напор в метрах, уменьшенные в100 раз и последняя цифра – группу посадок.
Вставныескважинные насосы закрепляются в насосно-компрессорных трубах на замковой опоретипа ОМ, в условное обозначение, в которое входит: тип опоры; условный размеропоры; номер отраслевого стандарта.
Скважинныйштанговый насос – гидравлическая машина объемного типа, где уплотнения междуплунжером и цилиндром достигается за счёт высокой прочности их рабочихповерхностей и регламентируемых зазоров. В зависимости от размера зазора (надиаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырёх групп посадок.
Цилиндрынасосов выпускают в двух исполнениях:
ЦБ – цельный (без втулочный), толстостенный;
ЦС – составной из набора втулок, стянутых внутри кожухапереводниками.
В зависимостиот назначения и области применения скважинных насосов плунжеры и пары«седло-шарик» клапанов выпускаются различных конструкций, материальныхисполнении и различными видами уплотнений их рабочих поверхностей.
Плунжерынасосов выпускают в четырёх исполнениях:
П1Х – с кольцевыми канавками, цилиндрическойрасточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;
П2Х – то же, но без цилиндрической расточки наверхнем конце;
П1И – с кольцевыми канавками, цилиндрическойрасточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылениемизносостойкого порошка;
П2И – то же, без цилиндрической расточкой наверхнем конце.
Пары«седло-шарик» клапанов насоса имеют три исполнения:
К – с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;
КБ – то же, с седлом с буртиком;
КН – с цилиндрическим седлом из твёрдого сплава и шарикомиз нержавеющей стали.
Конструктивновсе скважинные насосы из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставныхнасосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосовсоблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталейдля удобства замены потребителем изношенных деталей и сокращения номенклатурыпотребных запасных частей.
Скважинныенасосы исполнения НСВ1 предназначены для откачивания из нефтяных скважинмаловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободногогаза на приёме насоса не более 10 %.
Насос состоитиз составного цилиндра исполнения ЦС, на нижний конец которого навёрнутсдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец – замок, плунжера исполнения П1Х,подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые соединения которого навинчены: снизу – сдвоенныйнагнетательный клапан, а сверху – клетка плунжера.
Дляприсоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком,навинченным на клетку плунжера и закрепленный контргайкой. В расточке верхнегопереводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечиваетсрыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой«седло-шарик» исполнения КБ или К.
Скважинныйнасос спускается на колонне насосных штанг в колонну НКТ и закрепляется вопоре.
Принципработы заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение,за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра.Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чегооткрывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает взону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх ивниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность.
Конструктивноскважинные насосы состоят из цельного цилиндра исполнения ЦБ с всасывающимклапаном, навинченным на нижний конец. На всасывающий клапан навинчен упорныйниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан,предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса.
Внутрицилиндра подвижно установлен плунжер исполнения П1Х с нагнетательнымклапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Клапаны насосовкомплектуются парой «седло-шарик» исполнения К или КБ. Для присоединенияплунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным наклетку плунжера и закреплённый контргайкой.
В расточке верхнего переводникацилиндра расположен упор. Насос спускается в колонну НКТ на колонне насосныхштанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного сконусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующихнагрузок. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинахскважин.
Скважинные насосы исполнения НСН1предназначены для откачивания из малодебитных, относительно неглубоких скважинмаловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободногогаза до 10 % по объёму.
Конструктивно скважинные насосысостоят из составного цилиндра исполнения ЦС с седлом конуса на нижнем конце, вконусной расточке которого размещен всасывающий клапан. Внутри цилиндраподвижно расположен плунжер исполнения П1Х с навинченным на нижнийконец наконечником, а на верхний конец – нагнетательным клапаном.
На всасывающий клапан навинчензахватный шток, располагающийся внутри плунжера.
Насосы диаметром 29, 32 и 44 мм.снабжены штоком для соединения колонны насосных штанг с плунжером, а у насосовдиаметром 57 мм плунжер привинчивается к насосным штангам резьбой нанагнетательном клапане.
Длина хода плунжера насосовисполнения НСН1 составляет 900мм.
Принцип работы насоса НСН1аналогичен принципу насоса НСВ1, однако цилиндр насоса НСН1 спускается наколонне НКТ, а плунжер с клапанами – на колонне насосных штанг. При подъёмештанг головка захватного штока упирается в наконечник плунжера и обеспечиваетизвлечение соединенного с ним всасывающего клапана для слива из колонны НКТ.
рис 2.
Процесс буренияскважины.
Скважина890 заложена согласно технологической схемы разработки терригенной пачки нижнего карбона Турнейского пластаПавловского месторождения утверждённой Центральной комиссией по разработкенефтяных месторождений. Скважина пробурена с целью эксплуатации залежей нефтиПавловского месторождения Тунейского пласта.
Описание процесса освоенияскважинны.
Устье скважин оборудовано арматурой тип.
ЭТГрБЗ 65х140 №419. Арматура опрессована. Герметична.
25июня 1989 года в скважине проведена кумулятивная перфорация ПКС-80 в интервале1476,0-1492,0 м.(-1231,5-1247,5) всего сделано 288 отверстий.
Вскважину спущены 73 мм. НКТ до глубины стоп – кольца.
Скважинаосвоена компрессором.
73мм. НКТ спущено 154 трубы мерой 1458,45м.
В скважине в интервале перфорации сделана соляно – кислотнаяобработка с сульфатом аммония. За 2 часа, при Р=100 атм. закачено 12 м3. Впроцессе обработки давления колебалось от 150 до 90 атм. Скважина освоенакомпрессором. Получена нефть. Силами ЦНИПРА снята кривая восстановлениядавления до и после кислотной обработки.
29 августа скважина предана НДУ«Чернушканефть».
Павловка Турнейский пласт.
Рнас (кгс/см2)
105
Пластовая температура (0С)
25
Объёмный коэф. нефти (ед.)
1,101
(Сп)
9
(г/см3)
0,824
Рпл. начал. (кгс/см2)
154
Газовый фактор
46
Газосодержание нефти (м3/т)
46
Пористость (доли ед.)
0,1
Рзаб. в доб.скважинах
70
(г/см3)
0,912
(Сп)
113,6
(Сп)
1,64
(г/см3)
1,181
Продуктианость (г/сМПа)
0,35
Проницаемость (Д)
0,111
Гидропроводность (МПас)
1,12
Пьезопроводность (см2/с)
119
Содержание: Серы (%)
2,79
Смол (%)
18,98
Парафина (%)
3,01
3.2 Анализ добывныхвозможностей
скважин № 890, 893, 894,895,896.
1) Определение коэффициента продуктивности скважин;