МИНИСТРЕСТВООБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
КАФЕДРАРАЗРАБОТКИ И
ЭКСПЛУАТАЦИИНЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УСТАНОВЛЕНИЕРЕЖИМА РАБОТЫ ШСНУ С УЧЕТОМ
ВЛИЯНИЯДЕФОРМАЦИИ ШТАНГ И ТРУБ ДЛЯ СКВАЖИНЫ №796 СЕРАФИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
КУРСОВАЯРАБОТА
ПО КУРСУ“ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ”
КЛУШ210700.000. ПЗ
Группа
Студент
Консультант
Оценка защиты
Содержание
Введение
1. Геолого-промысловая характеристика Серафимовского месторождения
1.1 Общие сведения о районе
1.2 Орогидрография района
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.4.1 Свойства нефти
1.4.2 Свойства пластовой воды
1.4.3 Свойства и состав газа
1.5 Состояние разработки месторождения
2. Условия работы ШСНУ в НГДУ“Октябрьскнефть”
2.1 Особенности оборудования ШСНУ
2.2 Анализ эффективностиэксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”
3. Теория подбора оборудованияи режима работы ШСНУ
3.1 Расчет потерь ходаплунжера и длины хода полированного штока
3.2 Нагрузки, действующиена штанги и трубы
4. Динамометрирование ирезультаты исследований
5. Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы сучетом деформации штанг и труб
5.1 Исходные данные
5.2 Расчеты6. Безопасность и обслуживание ШСНУ вООО НГДУ ”Октябрьскнефть”
6.1 Основные опасности и вредности возникающие в процессе эксплуатацииместорождений в ООО НГДУ “ Октябрьскнефть”
6.2 Техника безопасности при эксплуатации ШСНУ
6.3 Обеспечение электробезопасности
Список использованной литературы
Введение
Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенныйспособ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин в ОООНГДУ “Октябрьскнефть”. Поэтому надежность эксплуатации этих установок вразличных геолого-физических условиях скважины во многом будет определятьпоказатели процессов добычи нефти.
Основными направлениями работ по повышению эффективностипроцессов добычи нефти с применением ШСНУ в ООО НГДУ “ОН” в последние годыявляются:
1. совершенствование методов подбора оборудования к условиямконкретной скважины и режима его работы, а также поддержание оптимальныхусловий эксплуатации в течение всего межремонтного периода;
2. разработка новых и совершенствование существующихтехнических средств для эксплуатации ШСНУ;
3. разработка и применение специальных конструкций насосовдля добычи высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий;
4. разработка и внедрение мероприятий по экономииэлектроэнергии при добыче нефти с помощью ШСНУ.
При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбираюттипоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса,конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубинуспуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкциюштанговой колонны.
Как показывает практика, межремонтный период работы скважин сустановками ШСН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок ирежима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования ирежима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышенияэффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при работе скважин(в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют особые требования кпроектированию работы насосного оборудования /1/.
Современными штанговыми насосными установками можно добыватьнефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкостиот нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.
В данной работе установлен режим работы ШСНУ с учетом влияниядеформации штанг и труб скважины №796 Серафимовского месторождения.
Необходимость данных расчетов связана с установлениемоптимального режима работы ШСНУ для достижения максимального коэффициентаподачи штангового глубинного насоса.
1. Геолого-промысловаяхарактеристика Серафимовского месторождения
1.1 Общие сведения орайоне
Серафимовскоеместорождение расположено на территории Туймазинского района республики Башкортостан иприурочено к восточным склонам Белебеевской возвышенности.
Крупнейшими населеннымипунктами являются города Октябрьский и Туймазы, поселки Серафимовский,Субханкулово, станция Кандры.
Основными путямисообщения являются железная дорога Уфа-Ульяновск с веткой Уруссы — Октябрьскийи автодороги, соединяющие города Октябрьский, Бугульма, Туймазы, Уфа, поселкиУруссу и Серафимовский, имеются внутрипромысловые дороги с гравийным иасфальтовым покрытием.
Наиболее крупными рекамиявляются река Ик, Усень с ее притоками Самсык, Бишинды, Кармалы, Имеетсякарстовое озеро Кандры-Куль.
Речные долины деляттерриторию на отдельные гряды и блоки высотой до 460 м и крутизной скатов отнескольких до 10 — 15 градусов.
Климат районаконтинентальный с холодной продолжительной зимой и жарким летом, с минимальнойтемпературой минус 45оС в январе и максимальной плюс 36оСв июле. Годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 273 до 348 мм. Мощностьснегового покрова не превышает 0,6 м, глубина промерзания грунта 1 — 1,3 м.Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные.
Район Серафимовскогоместорождения расположен в лесостепной части Башкирии. Древесная растительностьзанимает около 25% площади.
Основными полезнымиископаемыми является нефть. Из других полезных ископаемых можно отметитьстроительные материалы: глина, гравий, известняк, которые употребляются дляприготовления кирпича, глинистого раствора и др. /2/.
/>
Рисунок 1 — Обзорнаякарта
1 — Мустафинское; 2 — Нурское; 3 — Амировское; 4 — Михайловское; 5 — Копей-Кубовское; 6 — Туймазинское; 8 — Субханкуловское; 9 — Серафимовское; 10 — Саннинское; 11 — Каргалинское; 12 — Ташлы-Кульское; 13 — Петропавловское; 14 — Солонцовское; 15- Кальшалинское; 16 — Троицкое; 17 — Стахановское; 18 — Абдулловское; 19 — Суллинское; 20 — Ермекеевское; 21 — илькинское; 22 — Усень-Ивановское
1.2 Орогидрографиярайона
Серафимовскоеместорождение расположено в западной части Башкирии на территории Туймазинскогорайона.
В его строении принимаютучастие рифейские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичныеотложения, Леонидовская, Серафимовская, Константиновская и Болтаевскаяструктура.
Основным продуктивнымгоризонтом является песчаный пласт Д1 пашийского горизонта, средняяглубина залегания пласта — 1690 м /2/.
Основные свойстваколлекторов приведены в таблице 1.
Таблица 1
Основные свойстваколлекторовПараметры Пределы измерений Среднее значение Пористость, % 6 — 22 15,7 Проницаемость, мкм2 0,126 Водонасыщенность, % 20
Отметки ВНК колеблются впределах 1740 — 1770 м. Первоначальный режим работы залежи — упруго-водонапорный, текущий — жеско-водонапорный. Начальное пластовое давление17 МПа, текущее 15 — 17 МПа. Пластовая температура 38 оС.
1.3 Характеристиканефтегазоносных пластов
Промышленно-нефтеноснымив нижнем карбоне являются песчаники угленосной толщи и приурочены к двумпродуктивным пластам — верхнему и нижнему. Однако эксплуатация продуктивнойугленосной толщи ведется единичными скважинами, т. к. нефть вязкая и с большимсодержанием серы.
В пористых известнякахтурнейского яруса — повсеместно отмечены нефтепроявления в виде примазок нефтии запаха Н2S.
В девонской системенефтеносность установлена в отложениях фаменского, франского, живейского иэйфельского ярусов. Нефть, полученная из фаменских отложений, смолистая исернистая.
Во франском ярусенефтепроявления в виде битуминости известняков. Промышленная нефтеносностьэтого яруса установлена в его нижнем отделе.
В отложениях живейскогояруса нефтеносной является терригенная толщина муллинского горизонта.
На Серафимовскомместорождении выделяют три гидрогеологических комплексов — верхний, средний инижний. В верхний комплекс входят поверхностные и грунтовые воды, водытатарского, казанского и уфимского ярусов. В средний водоносный комплексвключаются водоносные горизонты пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатныхотложений карбона /2/.
1.4 Характеристикапластовых флюидов
1.4.1 Свойства нефти
Свойства и составпластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 2 – 5 /2/.
Таблица 2
Свойства пластовых нефтейПоказатели Горизонты Д-I Д-II Давление насыщения, МПа 9,22 9,00 Удельный объем при Рнас 1,0082 1,0087 Коэффициент сжимаемости 9,83 10,2 Плотность, г/см 0,788 0,779 Вязкость, мПа с 2,43 1,78 Объемный коэффициент 1,15 1,16 Газосодержание, м3/м3 52,0 51,8
Таблица 3
Состав пластовой нефтиКомпоненты Содержание Д-I Д-II N2 4,46 3,91 CH4 13,29 12,39 C2H6 5,3 7,01 C3H8 8,85 9,62 С4Н10 1,34 1,73 С5Н12 1,09 0,71 С6Н14+ высшее 9,4 8,08
Таблица 4
Свойства поверхностныхнефтейПоказатели Горизонты Д-I Д-II Удельный вес, гр/см3 0,853 0,848 Кинематическая вязкость, мм2/с 15 15 Парафина, % 4,46 4,88 Асфальтенов, % 8,9 8,4 Селикогенов, % 8,0 10,9 Серы, % 1,5 1,13
Таблица 5
Состав поверхностныхнефтейКомпоненты Содержание Д-I Д-II C2H6 0,34 0,58 C3H8 2,60 0,70 С4Н10 1,02 1,38 С5Н12 0,91 0,52 С6Н14+ высшее 13,47 12,81
1.4.2 Свойствапластовой воды
Пластовая вода залежейСерафимовской группы месторождений насыщена растворимыми минеральных солей.Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализацииколеблются от 756 до 827 мг.экв/л.
Из микроэлементов в водахобнаружены: J2, NH4, К, Fe.
Удельный вес водыколеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см3, в среднем удельный вес водыпласта Д1 равен 1,1847 г/см3, пласта ДII — 1,1889 г/см3 /2/.
Вязкость девонской воды впластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см3. Поклассификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.
1.4.3 Свойства исостав газа
Добываемый газ являетсяпопутным. Все газы относятся к категории жирных, содержат достаточноеколичество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержатсероводорода и углекислоты.
Выход газа наСерафимовском месторождении сравнительно высок и составляет 8,9 — 9,8 %. Количествоазота в девонских пластах сравнительно небольшое 12,9 — 9,9 %. Количествометана изменяется от 33,9 до 34,9 % /2/.
Состав газа приведен втаблице 6.
Таблица 6
Состав газа,растворенного в нефтиКомпоненты Содержание Д-I Д-II N2 12,86 9,9 CH4 34,9 33,94 C2H6 16,48 18,6 C3H8 22,7 21,8 С4Н10 1,6 2,42 nС5Н12 0,73 1,0 nС6Н14+ высшее 3,22 4,2
1.5 Состояние разработкиместорождения
Серафимовскоеместорождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д1в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно сВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 годубыл составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. Поэтому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20га/скв.
Характеристика фондаскважин представлена в таблице 7.
Таблица 7
Характеристика фонда нагнетательныхи добывающих скважинФонд добывающих скважин Действующий фонд (всего) 176 ЭЦН 4 ШГН 172 Бездействующие (всего) 6 В КРС и ожидании КРС 1 Нерентабельные 1 Прочие 4 Эксплуатационный фонд 182 В консервации 16 В том числе нерентабельные 15 Пьезометрические 22 Ожидающие ликвидации 2 Фонд добывающих скважин Ликвидированные после бурения 13 Ликвидированные эксплуатационные 9 В том числе наблюдательные 2 Контрольные (всего) 24 Итого в фонде добывающих 246 Фонд нагнетательных скважин Действующий фонд 39 В том числе внутриконтурные 36 Эксплуатационный фонд 39 Ликвидированные 3 Водозаборные 1 Итого в фонде нагнетательных 43 Всего пробуренных скважин 289 Средний дебит 1 добывающая скважина: 19,9 Нефть/жидкость, т/сут 6,1 1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут 9/80,1 1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут 1,7/4,4
Серафимовскоеместорождение включает залежи пласта Д1, ДII, ДIII, ДIV, на долю которых приходится 79,9%балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти быладостигнута в 1957 году /2/.
В течение длительногопериода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963г), затем по мере обводнения продукции добывающих скважин, растет удельный весдобычи нефти механизированным способом.
С 1971 года залежьгоризонта Д1 Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадиюразработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин,продолжается отключение обводненных добывающих скважин. Годовая добыча запериод с 1971 по 1989 г.г. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза.
В настоящее время, впроцессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемовзакачиваемой в пласт воды по отдельным участкам, осуществляется перенос(приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует ростуи стабилизации пластового давления в центральных частях залежей и болееэффективному использованию пластовой энергии.
В целом по управлениюдостигнуты неплохие результаты. В частности, годовой темп отбора нефти составил4,09 % от остаточных извлекаемых запасов, что практически равно среднейвеличине НГДУ «Октябрьскнефть». Обводненность добываемой продукции являетсяневысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений НГДУ«Октябрьскнефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважинхарактеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут).Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняявеличина которой на 2002 год по Серафимовскому месторождению 81 м3/сутсоставила всего при средней по НГДУ «Октябрьскнефть» 92,6 м3/сут.
Анализ основныхпоказателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосноватьнаиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов длябурения, выбор скважин для внедрения технологий по увеличению нефтеотдачиместорождения /2/.
2. Условия работы ШСНУ вНГДУ “Октябрьскнефть”
2.1 Особенностиоборудования ШСНУ
В ООО НГДУ “Октябрьскнефть”применяются следующие виды насосов которые представлены в таблице 8. /3/
Таблица 8
Насосы применяемые в ЦДНГ-1Тип насоса Условный размер, мм Длина плунжера, м. Количество, шт НСВ1Б-28 28 4-7,2 1 НСВ1Б-29 29 4-7,2 20 НСВ1Б-32 32 4-7,2 247 НСН2Б-43 43 2,7 16 НСН2Б-44 44 2,7 33 НСН2Б-56 56 3,4; 7,1 4 НСН2Б-57 57 3,4; 7,1 3
Параметры штанговыхскважинных насосов представлены в таблице 9.
Таблица 9
Параметры штанговыхскважинных насосовНасос
Условный
Размер, мм Глубина спуска, м Наружный диаметр, м Длина, м насоса плунжера ход плунжера 1 2 3 4 5 6 7 НСВ1
28
32
38
43
55
2500
2200
3500
1500
1200
48,2
48,2
59,7
59,7
72,2
4 – 7,2
4 – 7,2
4,1 – 9,7 4,1 – 9,7
4,9 – 9,3
1,2 – 1,8
1,2 – 1,8
1,2; 1,5; 1,8
1,2
1,2
1,2 – 3,5
1,2 – 3,5
1,2 – 6
1,2 – 6
1,8 – 6 НСВ2
32
38
43
55
3500
3500
3500
2500
48,2
59,7
59,7
72,9
6,4; 7,3
6,1; 9,7
6,1; 9,7
6,9; 9,9
1,8
1,8
1,8
1,8
2,5 – 3,5
2,5 – 6
2,5 – 6
3 – 6 НСН1
28
32
43
55
1200
1200
1200
1000
56
56
73
89
1,9; 2,9
1,9; 2,9
2,7
2,7
1,2
1,2
1,2
1,2
0,6; 0,9
0,6; 0,9
0,9
0,9 НСН2
32
43
55
68
93
1200
2200
1800
1600
800
56
73
89
107
133
3,4; 5,3
3,3; 7
3,4; 7,1
4,1; 6,8
4,3; 7
1,2
1,2; 1,5
1,2; 1,5
1,2
1,2
1,2; 3
1,2; 4,5
1,2; 4,5
1,8 – 4,5
1,8 – 4,5
Таблица 10
Техническая характеристика станков-качалокПоказатели СК3-1,2-630 СК5-3-2500 СК10-3-5600 СКД3-1,5-710 СКД6-2,5-2800 СКД12-3,0-5600 Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН 30 50 100 30 60 120 Номинальная длина хода устьевого штока, м 1,2 3,0 3,0 1,5 2,5 3,0
Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора),
кН м 6,3 25 56 7,1 28 56 Число ходов балансира в минуту 5 — 15 5 — 15 5 — 12 5 — 15 5 — 14 5 — 12 Редуктор Ц2НШ-315 Ц2НШ-450 Ц2НШ- 560 Ц2НШ-315 Ц2НШ-450 Ц2НШ- 560
Габаритные размеры, мм, не более:
Длина
Ширина
Высота
4125
1350
3245
7380
1840
5195
7950
2246
5835
4050
1360
2785
6085
1880
4230
6900
2250
4910 Масса, кг 3787 9500 14120 3270 7620 12065
В последние годы стали использоваться штанговые насосы сбезвтулочным цилиндром. Их преимуществом является упрощение конструкции исборки насоса. У таких цилиндров предусматривается большая толщина стенки, чему кожуха насосов с втулочным цилиндром, что обеспечивает повышенную прочностьих резьбы по сравнению с резьбой кожухов. Конструкция насосов с безвтулочнымцилиндром аналогично конструкции насосов с втулочным цилиндром /3/.
2.2 Анализ эффективностиэксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”
Наличие большого количества скважин, эксплуатируемых УСШНразличных типоразмеров, широкий диапазон условий эксплуатации, различные характеристикипластов и добываемых из них жидкостей позволили получить широкий спектр данныхиспользуемых при подборе оборудования в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”.
Анализ предусматривает группировку скважин по ряду общихпризнаков, которые приведены в таблице 11.
Таблица 11
Дебит
скважин по неф-
ти, т/сут
Коли-
чество
сква-
жин,
шт
Распределение насосов по
степени обводненности, % Распределение насосов по глубине подвески насоса, м
Средняя глубина подвески,
м. 0-2 2-20 21-50 51-90 91-100
0-
700
701-
1000
1001-
1300
1301-
1500 0 –1 647 29 145 125 287 61 - 10 439 198 1261 1,1 – 5 507 18 214 142 128 5 2 18 385 102 1224 5,1 – 10 68 5 35 25 3 - - 8 53 7 1182 10,1 – 20 14 1 10 2 1 - - - 14 - 1140 20,1 — 30 1 - - - - - - - 1 - 1016 Итого 1237 53 404 295 414 66 2 36 892 307 1240
Таблица 12
Добыча жидкости различными видами насосов по ЦДНГ-1Вид насоса Количество, шт. Добыча нефти, т. Добыча жидкости, м3 НСВ1Б-28 1 104 173,4 НСВ1Б-29 20 4161 8772,8 НСВ1Б-32 247 90987,2 248758,5 НСН2Б-43 16 10229,1 61825,5 НСН2Б-44 33 35715,3 113040,5 НСН2Б-56 4 6518,9 30687,4 НСН2Б-57 3 3987,6 27740 Итого 324 151703,1 490998,1
Наибольшее число штанговых насосов (62 %) имеетпроизводительность по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин эксплуатируется ссодержанием воды до 90 %, 5 % — более 90 %. Основными глубинами подвесок насосаявляются 1000-1300 м, (95 % скважин), наиболее распространенными являютсянасосы вставного типа – 82,7 %. Наземное оборудование скважин представлено восновном станками-качалками нормального ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и7СК8 – 29 %. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами штанг – 22 и
19 мм в соотношении 40 % и 60 %. Средняя величина погружениянасосов под динамический уровень составляет более 300 м. что обеспечиваетдавление на приеме 2,5…3,0 МПа. Число ходов большинства станков-качалокподдерживается в пределах 5…6, длина хода полированного штока составляет 1,2…2,5 м. /1/. Основное применение в ЦДНГ-1 НГДУ “ОН” получили насосы вставноготипа (НСВ) – 268 шт. На них ложится основная часть добычи нефти – 95252,2 т. из151703,1 т. в год. Но если сравнить отдельно насосы, то из таблицы видно, чтонасосы типа НСН2Б-44 добывают в три раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32, но их в7,5 раз меньше чем вставных. Это объясняется тем, что они применяются в мало обводненныхскважинах, чем вставные и производительность невставных насосов выше чемвставных /3/.
3. Теория подбораоборудования и режима работы ШСНУ
3.1 Расчет потерь ходаплунжера и длины хода полированного штока
Почти во всех скважинах фактическая производительностьглубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:
-упругим удлинением и сокращением штанг и труб;
-недостаточным заполнением жидкостью цилиндра насоса;
-изменение объемов нефти и воды;
-утечкой жидкости через клапаны насоса и неплотности в НКТ/4/.
При работе насоса колонны штанг и труб периодическиподвергаются упругим деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер.Кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения,вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины ходаполированного штока.
Силы, действующие на узлы ШСНУ, принято делить на статическиеи динамические по критерию динамического подобия (критерий Коши)
/> (3.1)
где a=4900-скоростьзвука в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с-1.
При μд≤0,4 режим работы установкисчитается статическим, а при μд>0,4 режим работы – динамическим.
Для статических режимов силы инерции не оказываютпрактического влияния на длину хода плунжера, и длину хода полированного штокавычисляют по следующей формуле:
/>, (3.2)