Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения
Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения
МИНИСТРЕСТВО
ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
КАФЕДРА
РАЗРАБОТКИ И
ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УСТАНОВЛЕНИЕ
РЕЖИМА РАБОТЫ ШСНУ С УЧЕТОМ
ВЛИЯНИЯ
ДЕФОРМАЦИИ ШТАНГ И ТРУБ ДЛЯ СКВАЖИНЫ №796 СЕРАФИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
КУРСОВАЯ
РАБОТА
ПО КУРСУ
“ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ”
КЛУШ 210700.000.
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 эффективности
эксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”
3. Теория подбора оборудования
и режима работы ШСНУ
3.1 Расчет потерь хода
плунжера и длины хода полированного штока
3.2 Нагрузки, действующие
на штанги и трубы
4. Динамометрирование и
результаты исследований
5. Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы с
учетом деформации штанг и труб
5.1 Исходные данные
5.2 Расчеты
6. Безопасность и обслуживание ШСНУ в
ООО НГДУ ”Октябрьскнефть”
6.1 Основные опасности и вредности возникающие в процессе эксплуатации
месторождений в ООО НГДУ “ Октябрьскнефть”
6.2 Техника безопасности при эксплуатации ШСНУ
6.3 Обеспечение электробезопасности
Список использованной литературы
Введение
Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный
способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин в ООО
НГДУ “Октябрьскнефть”. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в
различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять
показатели процессов добычи нефти.
Основными направлениями работ по повышению эффективности
процессов добычи нефти с применением ШСНУ в ООО НГДУ “ОН” в последние годы
являются:
1. совершенствование методов подбора оборудования к условиям
конкретной скважины и режима его работы, а также поддержание оптимальных
условий эксплуатации в течение всего межремонтного периода;
2. разработка новых и совершенствование существующих
технических средств для эксплуатации ШСНУ;
3. разработка и применение специальных конструкций насосов
для добычи высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий;
4. разработка и внедрение мероприятий по экономии
электроэнергии при добыче нефти с помощью ШСНУ.
При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают
типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного
насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры:
глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний,
конструкцию штанговой колонны.
Как показывает практика, межремонтный период работы скважин с
установками ШСН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и
режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и
режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышения
эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при работе скважин
(в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют особые требования к
проектированию работы насосного оборудования /1/.
Современными штанговыми насосными установками можно добывать
нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости
от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.
В данной работе установлен режим работы ШСНУ с учетом влияния
деформации штанг и труб скважины №796 Серафимовского месторождения.
Необходимость данных расчетов связана с установлением
оптимального режима работы ШСНУ для достижения максимального коэффициента
подачи штангового глубинного насоса.
1. Геолого-промысловая
характеристика Серафимовского месторождения
1.1 Общие сведения о
районе
Серафимовское
месторождение расположено на территории Туймазинского района республики Башкортостан и
приурочено к восточным склонам Белебеевской возвышенности.
Крупнейшими населенными
пунктами являются города Октябрьский и Туймазы, поселки Серафимовский, Субханкулово,
станция Кандры.
Основными путями
сообщения являются железная дорога Уфа-Ульяновск с веткой Уруссы - Октябрьский
и автодороги, соединяющие города Октябрьский, Бугульма, Туймазы, Уфа, поселки
Уруссу и Серафимовский, имеются внутрипромысловые дороги с гравийным и
асфальтовым покрытием.
Наиболее крупными реками
являются река Ик, Усень с ее притоками Самсык, Бишинды, Кармалы, Имеется
карстовое озеро Кандры-Куль.
Речные долины делят
территорию на отдельные гряды и блоки высотой до 460 м и крутизной скатов от
нескольких до 10 - 15 градусов.
Климат района
континентальный с холодной продолжительной зимой и жарким летом, с минимальной
температурой минус 45оС в январе и максимальной плюс 36оС
в июле. Годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 273 до 348 мм. Мощность
снегового покрова не превышает 0,6 м, глубина промерзания грунта 1 - 1,3 м.
Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные.
Район Серафимовского
месторождения расположен в лесостепной части Башкирии. Древесная растительность
занимает около 25% площади.
Основными полезными
ископаемыми является нефть. Из других полезных ископаемых можно отметить
строительные материалы: глина, гравий, известняк, которые употребляются для
приготовления кирпича, глинистого раствора и др. /2/.
Рисунок 1 - Обзорная
карта
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 Орогидрография
района
Серафимовское месторождение
расположено в западной части Башкирии на территории Туймазинского района.
В его строении принимают
участие рифейские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные
отложения, Леонидовская, Серафимовская, Константиновская и Болтаевская структура.
Основным продуктивным
горизонтом является песчаный пласт Д1 пашийского горизонта, средняя
глубина залегания пласта - 1690 м /2/.
Основные свойства
коллекторов приведены в таблице 1.
Таблица 1
Основные свойства
коллекторов
Параметры
|
Пределы
измерений
|
Среднее
значение
|
Пористость,
%
|
6
- 22
|
15,7
|
Проницаемость,
мкм2
|
|
0,126
|
Водонасыщенность,
%
|
|
20
|
Отметки ВНК колеблются в
пределах 1740 - 1770 м. Первоначальный режим работы залежи -
упруго-водонапорный, текущий - жеско-водонапорный. Начальное пластовое давление
17 МПа, текущее 15 - 17 МПа. Пластовая температура 38 оС.
1.3 Характеристика
нефтегазоносных пластов
Промышленно-нефтеносными
в нижнем карбоне являются песчаники угленосной толщи и приурочены к двум
продуктивным пластам - верхнему и нижнему. Однако эксплуатация продуктивной
угленосной толщи ведется единичными скважинами, т. к. нефть вязкая и с большим
содержанием серы.
В пористых известняках
турнейского яруса - повсеместно отмечены нефтепроявления в виде примазок нефти
и запаха Н2S.
В девонской системе
нефтеносность установлена в отложениях фаменского, франского, живейского и
эйфельского ярусов. Нефть, полученная из фаменских отложений, смолистая и
сернистая.
Во франском ярусе
нефтепроявления в виде битуминости известняков. Промышленная нефтеносность
этого яруса установлена в его нижнем отделе.
В отложениях живейского
яруса нефтеносной является терригенная толщина муллинского горизонта.
На Серафимовском
месторождении выделяют три гидрогеологических комплексов - верхний, средний и
нижний. В верхний комплекс входят поверхностные и грунтовые воды, воды
татарского, казанского и уфимского ярусов. В средний водоносный комплекс
включаются водоносные горизонты пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатных
отложений карбона /2/.
1.4 Характеристика пластовых
флюидов
1.4.1 Свойства нефти
Свойства и состав
пластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 2 – 5 /2/.
Таблица 2
Свойства пластовых нефтей
Показатели
|
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 нефти
Компоненты
|
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 поверхностных
нефтей
Показатели
|
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 поверхностных
нефтей
Компоненты
|
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 Свойства
пластовой воды
Пластовая вода залежей
Серафимовской группы месторождений насыщена растворимыми минеральных солей.
Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации
колеблются от 756 до 827 мг.экв/л.
Из микроэлементов в водах
обнаружены: J2, NH4, К, Fe.
Удельный вес воды
колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см3, в среднем удельный вес воды
пласта Д1 равен 1,1847 г/см3, пласта ДII - 1,1889 г/см3 /2/.
Вязкость девонской воды в
пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см3. По
классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.
1.4.3 Свойства и
состав газа
Добываемый газ является
попутным. Все газы относятся к категории жирных, содержат достаточное
количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат
сероводорода и углекислоты.
Выход газа на
Серафимовском месторождении сравнительно высок и составляет 8,9 - 9,8 % . Количество
азота в девонских пластах сравнительно небольшое 12,9 - 9,9 %. Количество
метана изменяется от 33,9 до 34,9 % /2/.
Состав газа приведен в
таблице 6.
Таблица 6
Состав газа,
растворенного в нефти
Компоненты
|
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
разработки месторождения
Серафимовское
месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д1
в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с
ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году
был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По
этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20
га/скв.
Характеристика фонда
скважин представлена в таблице 7.
Таблица 7
Характеристика фонда
нагнетательных и добывающих скважин
Фонд
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
|
Страницы: 1, 2, 3, 4
|