Работа скважин в условиях Западно–Сургутского месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Работа скважин в условиях Западно–Сургутского месторождения

Характеристика продуктивных горизонтов и состояние разработки месторождений. Распределение добывающего фонда скважин по способам эксплуатации. Анализ фонда скважин. Распределение причин выхода из строя штанговых насосов по виновным организациям.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

В административном отношении Западно-Сургутское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 20 км. К Северо-Западу от города Сургут и частично в пределах его городской черты. Южная часть месторождения находится в пойменной и русловой правобережной части р. Оби.
Основная артерия - р. Обь - ограничивает рассматриваемую территорию с юга и имеет широтное направление течения. Непосредственно по территории месторождения протекает река Черная. Река Обь судоходна в течение всей навигации.
В орографическом отношении территория представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.
В северной части площади имеется большое количество болот и озер. Болота непроходимые Дальше, на севере, расположены крупные озера Тойек-Лор и Чукнын-Лор.
Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников.
Климат районо резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Глубина промерзания грунта составляет 1.0-1.5 м. Среднегодовая температура колеблется от -32С до +26С. Средняя температура января - -26С, в июле - +16С.
Согласно, тектонической карты Центральной части Западно-Сибирской плиты (Шпильман В.И., Змановский Н.И., Подсосова Л.Л., 1998 г.), Западно-Сургутское месторождение расположено в пределах Сургутского свода. В тектоническом отношении оно приурочено к Восточно-Сургутской террасе, которая на северо-западе граничит с Федоровской вершиной, а на востоке - с Яросомовским крупным прогибом (рис. 2.1.2).
На площади работ и прилегающих территориях крупные структуры 1-го порядка осложнены более мелкими элементами, такими как Вершинная ложбина - на севере и Солкинская седловина - на западе.
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа, различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.
Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, и соответствует гео-синклинальному этапу развития современной плиты. Этаж представлен изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения изучены крайне слабо.
Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующий парагео-синклинальный этап в истории развития, соответствует отложениям пермо-триасового возраста. Породы, слагающие данный этаж, менее дислоцированы и подвержены метаморфизму.
Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.
По отражающему горизонту «Б» Западно-Сургутская структура в большей своей части оконтуривается сейсмоизогипсой -2625 м и представляет собой поднятие изометричной формы, осложненное двумя куполами в северо-западной и юго-восточной его частях.
Западно-Сургутская структура представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и осложненную куполами небольших размеров. Она носит унаследованный характер, залежи пластов в плане совпадают. Углы падения крыльев структуры незначительны и не превышают 2 - 3 градусов.
Рисунок 2 - Фрагмент тектонической карты Сургутского района
1 .3 Характеристика продуктивных горизонтов
В разрезе Западно - Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней - верхней юры (пласты ЮС 2 , ЮС 1 ) и нижнего мела (БС 1-2 , БС 4 , БС 10-12 , АС 9 ). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС 10 (Восточная залежь).
Залежи пластов АС 9 , ЮС 1 и ЮС 2 - новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС 9 и ЮС 1 залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры.
Залежь пласта ЮС 2 1 , характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти - от 47,7 до 0,4 м 3 /сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.
Пласт ЮС 2 2 нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС 2 2 региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС 2 1 является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.
Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС 10 , БС 1 , БС 2-3 . Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые - 97%.
Пласт БС 10 представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами.
Основная залежь пласта БС 10 распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0-2315,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.
Пласт БС 10 2 включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.
Нефтяная залежь пласта АС 9 расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке - 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры - 1х0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения -0,43.
Пласт БС 1 разделяется на БС 1 1 и БС 1 2 . Пласт БС 1 1 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7-7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке - 2014 м.
В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке - 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами.
Залежь пласта БС 1 2 по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м. Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК - 2014 м.
В пласте БС 2+3 имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке - 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км., средняя нефтенасыщенная толщина - 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.
Залежь пласта БС 4 приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км., высота 14 м., толщина - 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.
Пласт БС 10 имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки - 2278 м. на севере, до - 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2-3 до 30 м.
В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК - 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.
Таблица 1 - Характеристика продуктивных пластов Западно-Сургутского месторождени
блоков. пятирядн. с законт. заводн.
сочет. площ. девят. с блок. трехр. и пятир. систем
Восточная залежь пласта БС 10 (третья) является пластовой сводовой. Положение ВНК не выявлено. Пласт БС 10 представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, которое сочетается в их слоистом чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Слоисто-зональная неоднородность этого пласта прежде всего подчеркивается изменчивостью литолого-коллекторских параметров пород, в частности гранулометрического состава, пористости и проницаемости. Коллекторы характеризуются как мелкозернистые, глинистые. По вещественному составу относятся к классу полимиктовых, где наряду с кварцем и полевыми шпатами имеются обломки различных пород. Цементируется, в основном, каолинитом, гидрослюдой и хлоритом, реже - железисто-титанистыми и карбонатными образованиями. Средняя пористость 23,2%.
Основные продуктивные пласты, имеющие напорные контуры воды, связаны с отклонениями третьего водонасосного комплекса.
Пласты БС 1 и БС 2+3 имеют активную законтурную водонапорную зону. Водонапорная система этих пластов не является замкнутой и обладает большим запасом пластовой энергии, создающей эффективные напоры по всему контуру нефтенасосности. Пласт БС 1 слагается преимущественно песчаными коллекторами, в цементе преобладает каолинит, который распределяется по объёму пород неравномерно. Пласт неоднороден, наблюдается много зон отсутствия (замещения) пород-коллекторов. Средняя пористость - 26,1%. В пласте БС 2+3 песчаники и алевролиты присутствуют в близких соотношениях; цемент представлен хлоритом, каолинитом, гидрослюдой. Пористость изменяется от 19,0 до 32,8%, гидропроницаемость - от 2,1 до 1723,0х10 -3 мкм 2 .
Эффект от водонапорной системы пласта БС 10+11 значительно ниже вследствие низких коллекторских свойств и литологического экранирования в восточном и северо-восточном направлениях, где полное замещение коллекторов плотными глинистыми породами.
В настоящее время залежи эксплуатируются на режиме вытеснения нефти водой, однако отдельные краевые участки залежей, удаленные от зон нагнетания до организации закачки, эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме.
Начальное пластовое давление превышает гидростатическое в 1,05 раза и принято по залежам пластов БС 1 и БС 2+3 210 атм, а по пласту БС 10 - 232 атм.
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %
Добывающий фонд скважин по Западно - Сургутскому месторождению на 01.04.2012 составил 2334, в том числе действующий - 2150, в бездействии - 127, нагнетательный фонд - 245.
Суточная добыча на конец 2011 года составила 6874 т/сут.
Среднегодовой дебит скважин по нефти:
Обводненность скважин от 10 до 99%, что оказывает существенное влияние на величину действующего фонда, который в последние годы с
Таблица 5 - Распределение по причинам и виновным службам
Распределение по причинам и виновным службам
Рисунок 5 - Неэффективные ремонты на фонде ШГН по виновным службам за 2009 - 2011 года
Отмечено сокращение неэффективных ремонтов по причине обрыва штанг, по сравнению с 2009 г. на 16 случаев, с 2010 г. на 2 случая, это связано с применением (расчет) упрочненной колонны ремонтных штанг с фактическим запасом прочности 1,3 выше теоретической.
2 . 5 Осложнения, возникающие в процессе эксплуатации скважин, оборудованных УШСН
Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой.
Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.
Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Уменьшение доли вредного пространства можно добиться повышения коэффициента наполнения. При отсутствии влияния вредного пространства работа насоса устойчива с любым даже самым низким коэффициентом наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (длиннеходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса.
Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме, как следствие уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворяется в нефти. Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах, возможны заклинивания плунжеров в насосе. Снижение дебита вследствии износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки.
К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л. Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляется посредством промывки призабойной зоны, а второе уменьшением отбора жидкости. В случае применения полых (трубчатых) штанг цилиндр насоса спускают на НКТ, а плунжер - на полых штангах. Откачиваемая жидкость из плунжера попадает непосредственно в полые штанги, где скорость и увеличивается, чем и достигается лучший вынос песка. При этом также исключается опасность заклинивания плунжера песком.
Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки - завихрители. При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. С целью предотвращения одностороннего истирания штанг и удаление парафина используют ролики - центраторы, скребки - центраторы, штанговращатель. При добычи парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенки НКТ, в результате сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движения жидкости и перемещение колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира станка - качалки, нарушается его уравновешивание, уменьшается коэффициент подачи.
Для борьбы с отложением парафина применяют такие методы как горячая промывка скважины с помощью АДП (агрегат депарафинизации). Для этого с помощью АДП в затрубное пространство подают горячую нефть, которая через насос поступает в насосно - компрессорные трубы. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидной линии поступает на сборный пункт. Также применяют и тепловой метод, с помощью ППУ (паропередвижная установка). Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5-8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.
Диаметр эксплуатационной колонны D, м 0,146
Планируемый дебит жидкости Q ж , м 3 /сут 3
Объемная обводненность продукции n 0 , % 14,3
Плотность дегазированной нефти нд , кг/м 3 853
Газовый фактор Г 0 , м 3 / м 3 53
Давление насыщения Р нас , МПа 16,6
Пластовое давление Р пл , МПа 16
Устьевое давление Р у , МПа 1,53
Средняя температура в стволе скважины Т, К 303
Коэффициент продуктивности К, м 3 /(с*Па) 1,02*10 -10
Объемный коэффициент нефти, b н 1,16
3. Строим кривую распределения давления по стволу скважины при Рз=15,7 МПа.
4. Находим, что при L с =1339 м Р пв =5 МПа. Эту глубину выбираем в качестве глубины спуска.
5. Выбираем диаметр насоса, который для L с =1339 м и Q ж =3 м 3 /сут равен 27 мм. Выбираем насос НВ1Б-27 II группы посадки с зазором 100 мкм.
6. Колонну НКТ для насоса НВ1Б-27 выбираем диаметром 73 мм и толщиной стенок 5,5 мм.
7. Для давления на приеме определяем:
8. Определяем газовый фактор в НКТ. Для этого находим:
9. Строим градиентную кривую распределения давления в НКТ при Р у =1,53 и Г отр =41,4 м 3 /м 3 . Находим давление на выкиде насоса Р вык =7,94 МПа.
Средняя плоскость смеси в колонне НКТ:
10. Определяем максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины.
Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана:
Перепад давления на всасывающем клапане:
Определим перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку
Р вык >Р нтр , то Q' г =0 и Q кл =Q ж (Р нтр );
Q ж (Р нтр )= Q нс *b(Р нтр )=0,3*10 -4 *1,14=0,34*10 -4  м 3 /с
Давление в цилиндре насоса при всасывании Р всц и нагнетании Р вгц и перепад давления, создаваемый насосом Р нас , будут следующими:
Р всц = Р пр -Р клв =5-0,02=4,98 МПа (20)
Р нгц = Р вык -Р клн =7,94+0,5=8,44 Мпа (21)
Р нас = Р нгц - Р пр =8,44-4,98=3,46 МПа (22)
11. Определим утечки в зазоре плунжерной пары:
Чтобы определить коэффициент утечек, нужно знать расход смеси при давлении Р всц :
Q ж (Р всц ) Q ж (Р пр )= Q' ж =3,39*10 -4 м 3 /с (24)
12 Определяем коэффициент наполнения н :
Вычисляем коэффициент ус , учитывающий усадку нефти
13 В соответствии с полученный коэффициентом наполнения определяем подачу насоса W нас , обеспечивающую запланированный дебит нефти:
Зная диаметр насоса находим необходимую скорость откачки:
Выбираем станок СК3-2,1-630, S пл =2 м, n=15 мин -1 .
14 Для насоса диаметром 27 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой марки сталь 40 диаметрами 16 и 19 мм с соотношением длин ступеней 55*45%. Предельная длина такой колонны 1100 м, следовательно длина ступеней 605 и 495 м. в нашем случае глубина спуска насоса 1339 м. поэтому длина ступеней будут составляет 605 и 295 м.
Скорректируем длину ступеней за счет наличия тяжелого низа. Для расчета его веса определим силы сопротивления, сосредаточенный у плунжера:
Сопротивление в нагнетательном клапане
Р клн =Р клн *F пл =5*10 -4 *0,785*0,027 2 =28 Н (34)
Силу трения плунжера о станки цилиндра при откачке обводненной продукции
Вес тяжелого низа найдем, как сумму сил сопротивлений:
Р тн = Р клн + Р клн =28+308,5=336,5350 Н (36)
Определим длину тяжелого низа, приняв для него штанги диаметром 25 мм
Уменьшение длины нижней ступени колонны штанг за счет наличия тяжелого низа:
l 1 =605-14=591 м (60%) l 2 =295+14=309 м (40%)
Принимаем конструкцию колонны штанг диаметром 1619 мм с соотношением длин ступеней 6040%.
15 Рассчитаем потери хода плунжера и длину хода полированного штока
Р ж =(Р вык -Р всц ) F пл =(7,94-4,98)*0,027 2 *0,785*10 6 =1,6*10 3 Н (40)
Критерий динамичности для данного режима находим
Поскольку > кр , определим длину хода сальникового штока
S=(S пл +)*cos=(2,0+0,51)*cos0,42=2,1 м (44)
Принимаем ближайшую стандартную длину хода станка - качалки СК3-2,1-630 S=2,1, тогда для сохранения прежней скорости откачки определяем уточненное число качаний:
Коэффициент подачи штанговой насосной установки:
16. Определяем нагрузки, действующие в точке подвески штанг:
+4,09*9,81*15=9379+13624+601=23,6 кН (50)
Определим вибрационный и инерционные составляющие нагрузки при ходе вверх и вниз
Определяем поправочные коэффициенты для динамических составляющих экстремальных нагрузок
17. Рассчитаем напряжение в штангах:
Для нормализованной стали марки сталь 40 пр >[ пр ]=80 МПа.
Возьмем сталь марки 20Н2М с усталостной прочность [ пр ]=90 МПа.
18. Крутящий момент по валу редуктора:
19. По результатам расчета установлено: Р max =40,1 13713 Н*м S=2,1 м, n=8 мин -1 . этим условия отвечает станок-качалка СК3-2,1-630.
20. Подберем электродвигатель для станка-качалки
За КПД электродвигателя и станка-качалки принимаем их среднее значение: эд =0,77, ск =0,8, тогда общий КПД
А полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:
Таким образом, по скважине 1681 путем расчета подбираем тип станка качалки и электродвигателя.
2 . 7 Разработка мероприятий по увеличению МРП работы скважин
МРП (межремонтный период) - средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами. Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:
Где: Т - календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);
Ф - среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;
К эксп - коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;
N - число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.
Для повышения надежности работы скважин, установки штанговых насосов комплектуются необходимым дополнительным оборудованием:
Газопесочный якорь - предназначен для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос, он применяется на скважинах с большим газовым фактором и выносом механических примесей. Монтируется ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75%.
Фильтр заглушка - устанавливается на приеме насоса (вворачивается в корпус приемного клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов. При использовании клапанов-отсекателей на приеме вставных насосов фильтр - заглушка используется расчетной длины.
Лифтовый клапан - отсекатель применяется со вставным насосом и предназначен для производства подземного ремонта по смене насоса без глушения скважины.
Автосцеп - предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, или соединения колонны штанг с вставным насосом, в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг.
Центраторы Насосных Штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин. Монтируются центраторы между штангами в местах, наиболее подверженных истиранию.
Скрепки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно-направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками - центраторами выбирается, исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками - центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода полированного штока.
Магнитный активатор - предназначен для снижения интенсивности парафиноотложений и коррозии внутрискважинного оборудования. Магнитный активатор монтируется на приеме штангового насоса между гозапесочным якорем и приемным клапаном (или клапаном - отсекателем для НСВ).
Отсекатель устьевой сальниковый предназначен для отсечения возможного излива добываемой жидкости из скважин в случае обрыва полированного штока и выхода его из сальника.
Фильтр Пружинный - предназначен для предотвращения попадания крупных частиц в насос. Устанавливается ниже приема насоса. Внутри корпуса фильтра расположена пружина, зазор между витками пружины может регулироваться гайками.
Центратор амортизирующий или КДНШ (компенсатор движения насосных штанг) - предназначен для снижения динамических нагрузок на колонну штанг, устанавливается в местах, наиболее подверженных обрывам и отворотам. Корпус центратора внутри имеет полое пространство, а также два отверстия вверху и внизу. При ходе колонны штанг вверх происходит заполнения полости центратора через нижнее отверстие, под поршнем создается давление, равное давлению газожидкостной смеси в НКТ. При последующем ходе колонны штанг вниз поршень движется вниз, и через верхнее отверстие происходит заполнение полости над поршнем, и в ней также создается давление. Таким образом, сжимающаяся жидкость является компенсатором нагрузки на колонну штанг. Вращающийся вокруг своей оси шток позволяет избежать отворот штанг.
Шарнирная штанга - применяется на скважинах, оборудованных ШГН для предотвращения отворота колонны штанг. Устанавливается в местах, наиболее подверженных отворотам. Состоит из двух полумуфт, в которых расположены полуштанги, способные вращаться вокруг своей оси.
Штанговращатель предназначен для предотвращения самоотвинчивания насосных штанг.
Скребки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб по всему внутреннему диаметру от отложений парафина, истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно направленных скважинах.
Применение штанговращателей позволяет:
1. увеличить эффективность работы скребков - центраторов - вращение колонны штанг тем самым достигается обработка всего внутреннего диаметра НКТ.
2. уменьшить число отворотов на колонне штанг - вращение колонны производится на заворот.
3. обеспечивает равномерный износ насосных штанг, плунжера штангового насоса и устьевого штока.
АВТОСЦЕП предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, или соединения колонны штанг с вставным насосом, в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг.
ЦЕНТРАТОРЫ НАСОСНЫХ ШТАНГ применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин, оборудованных ШГН. Монтируются центраторы между штангами в местах, наиболее подверженных истиранию.
Монтируются по одному на штангу в интервалах набора кривизны бол ее 2° на 10 м.
Скребки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками-центраторами выбирается исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками-центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода полированного штока.
Песочный якорь применяется для снижения влияния ТВВ на работу насоса в высокообводненных скважинах с низким содержанием свободного газа.
Обязательными комплектациями для всех насосов является применение якорей. Выбор конструкции якоря определяется КВЧ, содержанием воды и свободного газа. Насосы типа НН обязательно комплектуются клапанным узлом, позволяющим произвести слив жидкости при подъеме НКТ. Спуск насосов типа НВ при ревизии НКТ производится только с применением автосцепа.
ПЕРЕПУСКНОЙ КЛАПАН ШГН применяется для обеспечения циркуляции при промывке или глушении на скважинах, оборудованных ШГН. Предотвращает попадание в насос парафина, а также размягчение эластомера статора ШВН при проведении АДП. Монтируется над насосом.
ФИЛЬТР ПРУЖИННЫЙ предназначен для предотвращения попадания крупных частиц в насос. Устанавливается ниже приема насоса. Внутри корпуса фильтра расположена пружина, зазор между витками пружины может регулироваться гайками.
ФИЛЬТР НАСОСА ШГН устанавливается ниже приемного клапана, защищает от попадания крупных механических примесей и посторонних предметов в насос.
Также применяется на скважинах, оборудованных невставными ШГН для обеспечения слива жидкости из НКТ при подъеме. Монтируется над приемным клапаном
ЦЕНТРАТОР АМОРТИЗИРУЮЩИЙ ИЛИ КДНШ (компенсатор движения насосных штанг) предназначен для снижения динамических нагрузок на колонну штанг, устанавливается в местах, наиболее подверженных обрывам и отворотам.
Корпус центратора внутри имеет полое пространство, а также два отверстия вверху и внизу. При ходе колонны штанг вверх происходит заполнение полости, центратора через нижнее отверстие, под поршнем создается давление, равное давлению газожидкостной смеси в НКТ. При последующем ходе колонны штанг вниз поршень движется вниз, и через верхнее отверстие происходит заполнение полости над поршнем, и в ней также создается давление. Таким образом, сжимающаяся жидкость является компенсатором нагрузки на колонну штанг. Вращающийся вокруг своей оси шток позволяет избежать отворот штанг.
Общие сведения о Шагиртско-Гожанском месторождении. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Распределение добывающего фонда скважин, анализ их технологических режимов. Принцип действия поршневых насосов. курсовая работа [7,5 M], добавлен 16.02.2016
Краткая геологическая характеристика месторождения и продуктивных пластов. Состояние разработки месторождения и фонда скважин. Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования. Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче. дипломная работа [978,0 K], добавлен 16.06.2009
Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пласто
Работа скважин в условиях Западно–Сургутского месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Практические проявления темперамента
Дипломная работа по теме Технологический процесс производства биметалла
Дипломная работа по теме Исследование эксплуатационных свойств автомобиля КамАЗ–5410
Дипломная работа по теме Опріснення води за допомогою використання сонячної енергії на острові Зміїний
Реферат: Город Солнца Томмазо Кампанеллы
Контрольная работа по теме Понятие криоцервации и витрификации. Криопротекторы. Перспективы применения метода витрификации в медицине
Сложные Темы Итогового Сочинения
Реферат Мышцы Верхних И Нижних Конечностей
Курсовая работа по теме Очистка сточных вод на предприятиях нефтегазового комплекса
Морской Порт Дипломный
Реферат: Основные направления внутренней политики Екатерины II
Реферат: Человек в философии
Курсовая Работа На Тему Субъекты И Объекты Патентного Права
Курсовая работа по теме Инвентаризация, порядок ее проведения и отображение результатов
Учебное пособие: Ограничители импульсных сигналов
Контрольная Работа По Теме Лексика Ответы
Дипломная работа по теме Система юридических лиц в гражданских правоотношениях
Реферат На Тему Аналіз Ризиків Інвестиційних Проектів
Сочинение На Тему Благодарность Огэ
Контрольная Работа Корни 9 Класс
Хозяйство Западной Сибири - География и экономическая география презентация
Учет государственной помощи - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Организация технологии учета основных средств на предприятии - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа