Разработка Южно-Ягунского месторождения - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка Южно-Ягунского месторождения

Характеристика Южно-Ягунского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Динамика показателей разработки. Ввод залежей в разработку и степень их разбуренности. Основные способы эксплуатации скважин.


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.


Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего
по производственной практике студента
Место практики : г.Когалым ; ОАО ”Лукоил Западная Сибирь”
Начало 21.07.2015 Окончание 20.08.2015
От предприятия Зам.нач.цеха Девятайкин.Д.Н
1. Характеристика Южно-Ягунского месторождения
1.2 Характеристика продуктивных пластов
1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
2. Разработка Южно-Ягунского месторождения
2.1 Динамика показателей разработки объекта БС102-3
2.2 Ввод залежей в разработку и степень их разбуренности
3.1 Эксплуатация скважин фонтанным способом
3.4 Основные проблемы при эксплуатации ШГН
3.5 Меры по охране окружающей среды
3.6 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами
3.8 Анализ показателей и технологический режим работы УЭЦН
3.10 Вывод скважин на режим после освоения
4.1 Гидродинамические, геохимические и промыслово - геофизические методы исследования скважин и пластов
4.2 Определение фильтрационных и геометрических параметров в соответствии с выбранной интерпретационной моделью
4.4 Определение источников обводнения продукции скважин
4.5 Контроль технического состояния продукции скважин
4.6 Характеристика применяемого оборудования и приборов для исследования скважин
5.6 Воздействие давлением пороховых газов
5.8 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
5.9 Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на ПЗП
6. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин
6.2 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами
6.3 Оборудование, применяемое при КРС
7.1 Технология приготовления и закачки в пласт ПКВ
8. Организационная структура ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ»
Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Южно-Ягунское нефтяное месторождение открыто в 1978 г. поисковой скважиной 55П. При опробовании были получены промышленные притоки нефти из пластов БС101, БС112 дебитами, соответственно, 13.8 и 138.7 м3/сут. Введено в разработку в 1983 г.
За историю разработки месторождения составлены и утверждены: две технологические схемы разработки (1980 и 1984 гг.) с дополнениями к ним (1982 и 1990 гг.), проект разработки (1995 г.) и последний проектный документ «Уточненный проект разработки Южно-Ягунского месторождения» выполнен компанией «ПетроАльянс» и утвержден протоколом ЦКР №3320 от 23.12.2004 г. Принципиальные проектные решения за это время практически не менялись, не считая бурения самостоятельной сетки скважин на пласт БС101 для организации раздельной системы заводнения на пласты БС101 и БС102 объекта БС10 (1984 г.) и попытки выделения пласта БС101 в самостоятельный объект разработки (1990 г.).
С целью корректировки программы работ и технологических показателей разработки месторождения в соответствии с техническим заданием выполнен настоящий Авторский надзор за реализацией проектного документа «Уточненный проект разработки Южно-Ягунского месторождения».
1. Характеристика Южно-Ягунского месторождения
Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка ряда месторождений ( рисунок 0.1 ), ближайшими из которых являются Когалымское, Дружное, Кустовое, Тевлинско-Русскинское.
Инфраструктура региона довольно развита. Сообщение осуществляется разными видами транспорта: железной дорогой, с помощью авиации, в период навигации -- водным путем по рекам Туре, Тоболу, Иртышу и Оби, а также автотранспортом. Западнее площади проходят газо- и нефтепроводы, продукция по которым, в том числе и рассматриваемого месторождения, поступает потребителю. Площадь пересекают трассы ЛЭП-500 кВ и ЛЭП-220 кВ и ряд трасс местного значения.
Рисунок 0 . 1 Обзорная схема района
Гидрографическая сеть достаточно обширная и представлена реками, протекающими в субмеридиональном направлении: Ингу-Ягун, Кирилл-Выс-Ягун, Вокы-Рап-Ягун и др. Междуречья заняты значительным количеством озер и болот. Среди наиболее крупных озер известны: Тотль-Катым-Эктль-Лор, Вар-Ягун-Инг-Лор, Тлоник-Пакум-Лор, Ай-Ягун-Лор и др. Глубина озер не превышает 6 м, в зимнее время они могут промерзать до дна.
Климат района резко континентальный с колебаниями температур от минус 55°С зимой до плюс 35°С летом. Зима продолжительная, суровая с сильными ветрами, метелями, устойчивым снежным покровом, лето жаркое и короткое. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже -15 оС) в среднем 120 дней. Среднегодовое количество осадков составляет 400 - 500 мм, толщина снежного покрова 70 - 80 см на открытых участках и до 1,5 м в лесу. Преобладающее направление ветров зимой юго-западное и западное, летом - северное и северо-восточное.
С целью снабжения строительных объектов необходимыми материалами проводились специальные работы с целью их поиска. Наиболее распространенным сырьем для этих целей являются обнаруженные здесь образования песков, глин, а также участки развития песчано-гравийно-галечной смеси. Эти материалы используются не только для строительных работ (приготовление растворов, отсыпка полотна дорог, дамб, платформ, производство кирпича, в качестве наполнителя бетонов и пр.), но и после их обогащения (пески) - в стекольном производстве. Ближайшим месторождением строительн ых песков является Холмогорское . Кроме того, известны строительные материалы месторождений Центрального, Северного, Чекусамальского, Етынуровского, Заозерного. Одним из последних открытых является месторождение кирпично-керамзитовых глин (три участка № 10, 13, 14) и керамзитовых глин - Барсовское.
По всем выявленным участкам произведена промышленная оценка и определен объем содержащихся в них строительных материалов. Расчеты показывают, что запасы колеблются от 632-650 тыс. м3 до 3-6 млн. м3, что позволяет рассматривать их как долговременный источник снабжения строящихся объектов соответствующими материалами.
Одним из источников водоснабжения буровых и нефтепромысловых объектов являются естественные гидрографические элементы: реки, ручьи и озера. Для питьевых нужд из-за высокой степени загрязненности и необходимости проведения дорогостоящих мероприятий по их очистке они малопригодны. По этим же причинам не используются воды четвертичных отложений. Наиболее пригодны для хозяйственно-питьевого водоснабжения гидрогеологические горизонты туртасской, новомихайловской и атлымской свит олигоцена. При этом водоносный горизонт двух последних свит является наиболее водообильным, поскольку имеет широкое распространение по площади и толщину порядка 50 м. Интенсивность притока из него достигает 100-210 м3/сут при понижениях уровня на 7-15 м. Воды по составу пресные и отвечают требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая». Для системы ППД на месторождении с 1984 г. в продуктивные пласты производится закачка апт-альб-сеноманских вод, поскольку их гидрогеологическая характеристика сопоставима с водами продуктивных пластов, что фактически исключает дополнительные затраты на их подготовку. Вязкость этих вод равна 0.55-0.74 мПа*с, плотность 0.967-0.996 г/см3. Их вытесняющая характеристика также выше, чем у пресных вод, поскольку наряду с совместимостью, по всей видимости, отсутствует эффект разбухания монтмориллонитовой составляющей осадка, который может наблюдаться при контакте с пресными водами. Доотмыв достигает 2-3%. Дебиты водозаборных скважин достигают 2000-2500 м3/сут.
1.2 Характеристика продуктивных пластов
Разбуривание месторождения сопровождалось отбором керна, который использовался в последующем для изучения вещественного состава пород, а также для определения ФЕС и физико-гидродинамических характеристик коллекторов.
К моменту выхода первой работы по подсчету запасов нефти отбор керна произведен в поисково-разведочных скважинах. Эксплуатационные скважины еще не бурились. При этом на пористость было проанализировано 1589 образцов из 20 скважин, проницаемость - 749 и остаточную водонасыщенность - 743. На дату пересчета запасов к 1991 г. керн отобран в 111 скважинах, из них 40 скважин - Главтюменьгеологией и 71 скважина - Главтюменьнефтегазом, в том числе 12 разведочных и 59 добывающих. По наиболее представительному керну из 57 скважин определены коллекторские свойства пластов. Пористость исследована по 4539 образцам, проницаемость - по 2951 и Ков - по 2123.
На дату составления «Уточненного проекта разработки Южно-Ягунского местор ождения» (2010 г) количество скважин с отбором керна составляло 191, за счет отбора его не только в категории разведочных, но и в эксплуатационных. На всех этапах буровых работ с отбором керна его вынос был достаточно высок. Всего с отбором керна в поисково-разведочных скважинах пройдено 6879.9 м горных пород, керна поднято 4438.0 м или 64.1% от проходки, в группе эксплуатационных, проходка с керном составила 4862.5 м, вынос керна - 2910.1 м или 59.8%. После Уточненного проекта разработки было пробурено 2 поисково-разведочных (300Р в 2005 г., 301П в 2006 г.) и 36 эксплуатационных скважин.
Во вновь пробуренных разведочных скважинах отобран керн, дополнительно исследованы поверхностные и глубинные пробы нефти по определению содержания микрокомпонентов. Пористость исследована по 8239 образцам, проницаемость - 6624 и Ков - 5009.
1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
Нефть - жидкий каустобиолит, первый представитель ряда нафтидов. В химическом отношении нефть сложная смесь углеводородов и гетеро-атомных (преимущественно серо- кислород и азотосодержащих ) органических соединений .
В физическом отношении нефть, коллоидно - дисперсная сложно-организованная система. Плотность нефти колеблется в пределах 0,73 - 1,04. Начало кипения от 20 С до 100 С и выше : температура застывания от +23С до -60С, вязкость при Т=50 С равна 0,012 - 0,55 см/сек.
По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых компонентов, содержание которых достигает до 69,6%, нафтеновых - 27,9 % ,ароматических - 16,6 %.Нефть хорошо растворима в органических растворителя. В воде нефть практически не растворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В среднем в нефти содержится около 84 - 85 % углерода и 13 - 14 % водорода.
В качестве примесей в нефти находится соединения содержащие кислород серу и азот, асфальтовые и смолистые вещества, а также парафин.
Парафин - смесь твердых углеводородов, его плотность колеблется в пределах 0,865 - 0,940 .Температура плавления 35 - 65С. Парафины при температуре выше 40С, неограниченно растворимы в воде, при охлаждении нефти и нефтепродуктов ниже этой температуры парафины переходят в мелкокристаллическое состояние. Парафины присутствуют во всей нефти, чаще всего в небольших количествах ( до 5 % ), однако встречаются нефти, содержащие до 20 % парафинов. Как правило, наиболее высокое содержание парафинов характерно для нефти из мезозойских отложений, залегающих на глубине более 2000 метров.
По технологической классификации нефти, содержащие менее 1,5% парафинов, относятся к малопарафинистым; от 1,5 % до 6 % - к парафинистым, а более 6 % к высокопарафинистым.
Асфальты - класс природных битумов, растворимых в растворителях типа хлороформа, занимающие промежуточное место между мальтами и асфальтитами. Диагностический параметр - содержание масел в групповом составе по схеме Маркуссона - Саханова - Успенского 25 - 40 % , по классификации Успенского (1964 год ) : 25 - 50 % по зарубежным классификациям, в которых асфальты не выделяются в отдельный класс, а регистрируются как тяжелые нефти.
В зависимости от количественных соотношении между маслами, смолами и асфальтенами консистенция асфальтов варьирует до твердой низкоплавкой (Тразмяг меньше 100С ); плотность 1,0 -1,1 . Асфальты с высоким содержанием серы иногда называют тиоасфальтами.
Класс асфальтов встречается в разных линиях битумогинеза, как нафтидного так и нафтоидного ряда. В зависимости от степени окисленности (в аэробных или анаэробных условиях ) и от степени осередненности элементный состав асфальтов варьирует в достаточно широких пределах.
Смолы - фракция асфальтово - смолистых веществ нефти или битумоида, растворимая в петролейном эфире и адсорбируемая из этого раствора силикагелем и другими адсорбентами. Смолы аналитически подразделяются на подгруппы бензольных и спиртобензольных. Бензольные смолы - сравнительно нейтральные, имеют консистенцию от полужидкой до твердой, цвет от оранжево - красного до коричневого. Спиртобензольные смолы - твердые, часто хрупкие вещества , от темно - коричневого до коричнево - черного цвета .Отношение бензольных смол к спиртобензольным в нефти, как правило выше чем в битумоидах .
Нефть горизонта БС10 охарактеризована поверхностными и глубинными пробами.Она содержит парафины, смолы ( в большем количестве), серные соединения (в меньшем количестве ).Растворенный газ содержит: метана - до 92 %, этана - до 4 - 5 %, пропана - 6,7 %, бутана - до 7 %, гелия менее 0,35 %. Газ ступенчатой сепарации содержит метана - 81,3 %, этана - 61,4 %, пропана - 6,7 %, бутана - 3 % .
По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа преобладанием метановых компонентов - 57,9 %, ароматических - 17,5 %, нафтеновых - 24,7 %. Нефть в пластовых условиях имеет плотность 772 кг/куб.м, вязкость 1,57мПа с .Объемный коэффициент равен 1,200, давление насыщения составляет 10,2МПа , а газосодержание 62,5 куб.м /т.
Расстворенный газ содержит: метана -до 92% , этана -4-5% , пропана -до 9%, бутана -до 7 %, гелия -менее 0,035%.
По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа с преобладанием метановых компонентов -57,9 %, нафтеновых -24,7 %, ароматических - 17,5. Нефть парафинистая (2,5%), сернистая(1%), смолистая (8,3%). Отмечается закономерное изменение свойств нефти к контуру нефтеносности, а именно - увеличивается плотность, вязкость, содержание смол.
Нефть горизонта БС11освещена по результатам изучения 4 поверхностных проб, отобранных из скв. 6, 15,25,28.Нефть в стандартных условиях имеет плотность 887кг/куб.м . По углеводородному составу относится к смешанному типу .В составе преобладают метановые компоненты (52,1%), нафтеновые(33,8%), ароматические (14,1%). Нефть парафинистая (2,4%), сернистая (1,2%).
Состав растворенного газа: метан -86%, этан -4%, пропан-7%, бутан -5%, гелий- 0,035%.
Нефть горизонта Ю1 охарактеризована поверхностными и глубинными пробами. Нефть парафиновая (2,6 %), сернистая (0,9 %), смолистая (0,9 % ).Газ, растворенный в нефти - метанового состава, содержание метана достигает 93 % ( устьевые пробы ) и 79 % ( при ступенчатой сепарации ). Содержание этана - 16 % и 9 %; пропана - 20 % и 13 %; бутана 7 % и 4 % соответственно; гелия и среднем до 0,05 % .
По углеродному составу нефть горизонта ЮС1 относится к смешанному типу, содержание компонентов приблизительно в равных соотношениях с небольшим преобладанием метановых до 59 % , ароматических до 21,4 % нафтеновых до 34,8 % .
Нефть горизонта Ю2 представлена поверхностными пробами. Нефть парафиновая ( 2,9 % ), сернистая (1,6 % ),смолистая (7,5 % ). Газ , отобранный на устье метанового состава ( до 88 % ) ;содержание этана достигает 8% , бутана - 3% , пропана - 8 % , гелия в среднем - 0,05 % .
Запасы нефти были подсчитаны « ГлавТюменьгеологией» в 1986 году. По материалам бурения разведочных скважин и утверждены ГКЗ ( протокол 10097 от 18. 12. 1986 г. ) в размере :
-по категории С1 балансовые 479,52 млн. т, извлекаемые 202,2 млн. т;
-по категории С2 балансовые 132,16млн. т, извлекаемые 53,9 млн.т.
2. Разработка Южно-Ягунского месторождения
Разработка Южно-Ягунского месторождения начата с 1987 г. С начала разработки было добыто 71104.5 тыс. т нефти и 96281.7 тыс. т жидкости.
В 2001 году добыча жидкости составила 15945.1 тыс. т, нефти 9749.5 тыс. т.
Обводненность продукции достигла 38.9%. Средний дебит жидкости действующих скважин составил 31.9 т./сут, нефти-19.5 тыс. т.
Месторождение вступило во второй этап разработки, который характеризуется относительной стабилизацией годовых отборов жидкости и нефти.
Закачка воды на месторождении ведется с начала разработки. По состоянию на 1.01.2012 года было закачено 122316 тыс. м3 , в течении 2011 года 19366 тыс. м3, при этом текущая компенсация жидкости закачкой составили 105%, с начала разработки 106%.
Практически всю динамику добычи жидкости и нефти по месторождению определяет объект БС102-3. За 2011 г. добыча жидкости по объекту БС102-3 составила 15253.1 тыс. т или 95.6% по отношению к месторождению, нефти-9236.5 тыс. т или 94.7%.
Добыча жидкости по второстепенным объектам (БС11-12+ЮС1-2) за 2011 г. составила 692 тыс. т или 4.3% по отношению к месторождению, нефти- 513.4 тыс. т или 5.2%.Таким образом, особенностями динамики добычи нефти по месторождению являются:
- вступление ее во вторую стадию процесса разработки;
- полная зависимость от динамики добычи нефти из объекта БС102-3.
В настоящее время наиболее важным является определить продолжительность второй стадии и момент ее перехода к третьей. Из фактически сложившегося порядка ввода месторождения в разработку, объема реализуемых мероприятий ГТМ и мощностей по добыче нефти, дальнейшая динамика добычи нефти определится состоянием разработки и мероприятиями ГТМ по ЦДНГ-6,7 в объекте БС102. Ограничение здесь объемов бурения может привести к быстрому падению уровней добычи нефти по ЦДНГ-6,7 и месторождению в целом.
2.1 Динамика показателей разработки объекта БС102-3
Разработка объекта БС102-3 Тевлино-Русскинского месторождения начата с 1987 года.Объект БС102-3 находится в стадии стабилизации добычи нефти (стадия 2 по М.М. Ивановой).
По состоянию на 1.01.2002 г. с начала разработки было закачано 114810 тыс. м3 , в 2001 году закачка воды составила 18762 тыс. м3. При этом текущая компенсация отборов жидкости закачкой в 2000 году составила 103.2%, с начала разработки 103.1%. На рисунках приведена динамика основных показателей разработки по объекту БС102-3 и ЦДНГ 4,5,6,7. Как видно из рисунков, начиная с 1997 года по объекту БС102-3 в целом, резко возрастают годовые отборы жидкости и нефти. Такая динамика обусловлена за счет динамики ЦДНГ 6,7. Годовые отборы жидкости по ЦДНГ 6,7 в 2001 году составили 68.7% по отношению к объекту БС102-3 в целом, нефти - 75.1%.
С 1998года динамика добычи нефти ЦДНГ - 4,5 вступила в стадию падающей добычи нефти (стадия 3 по М.М. Ивановой).
2.2 Ввод залежей в разработку и степень их разбуренности
Технологической схемой разработки (протокол ЦКР СССР № 1272 от 30.11.87 г.) проектировалось ввести в разработку 19 залежей или 692330 тыс. т балансовых запасов, в т. ч. 580289 тыс. т категории С1 и 111501 тыс. т категории С2 (табл. 4).
Итого по разрабатываемым и неразрабатываемым
Разбуренность основного проектного фонда скважин, введенных в разработку проектных объектов по состоянию на 1.01.20 1 2 г.
Из числа 2024 проектных скважин продуктивного комплекса БС102-3 пробурено 1718 или 84.9% по отношению к проекту. На объект БС11-12 пробурено 126 (30.8%) скважин из 409 проектных. На объект ЮС11-2 пробурено 140 (20.3%) из 689 проектных. Всего по введенным в разработку проектным объектам пробурено 1984 скважины (63.5%) из 3122.
Всего же по месторождению, вместе с прочими объектами, на 1.01.2012 г. пробурено 2010 скважин основного фонда из 3991 проектных, согласно Техсхеме, или 50.4%. Проектными решениями к этому времени предусматривалось пробурить 3788 скважин основного фонда или 95%.
Эксплуатация нефтяных скважин производится тремя основными способами: фонтанным, газлифтным и насосным. В настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом, бескомпрессионным и компрессионным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами, центробежными и винтовыми насосами. В СНГ более 70 % нефтяных месторождений эксплуатируется штанговыми насосами, менее 20 % - бесштанговыми т.е. гидропоршневыми насосами, причем в настоящее время только ЭЦН и около 10 % фонтанным и газлифтным способами.
3.1 Эксплуатация скважин фонтанным способом
По качеству добываемой нефти первое место занимает фонтанный способ, c помощью которого добывается большой процент нефти и практически весь газ газовых месторождений. В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к.п.д. В прошлом фонтанирование осуществлялось по эксплуатационной колонне ствола скважины. Теперь ставят фонтанные трубы.
Для контроля режима работы скважины стали применять манометр установленный на буфере. Для замера выкидной линии возникла необходимость перекрытия скважины запорным устройством, что приводило к ее остановке. Для непрерывности ее работы начали применять фонтанную арматуру(рис. 3.1).
3.2 Газлифтный способ эксплуатации скважин
Принцип работы газлифтного скважинного подъемника аналогичен работе фонтанного. Однако для функционирования газлифта, в подъемник необходимо подавать извне сжатый газ-энергоноситель. Когда газ компрессируют, газлифт называют компрессорным. Существует и так называемый бескомпрессорный газлифт, когда используют газ из высоконапорных газовых пластов и поэтому отпадает необходимость в компрессорной станции. Бескомпрессорный газлифт редкий способ. Число скважин эксплуатируемых этим способом 1-2 % от скважин с компрессорным газлифтом.
месторождение пласт скважина разработка
В СНГ газлифтным способом эксплуатируется 5 % скважин, что объясняется двумя главными причинами: Большой стоимостью и трудностью сооружения компрессорных станций с коммуникациями и дополнительным оснащением и низким к.п.д. способа (при компрессорном газлифте), а следовательно большой его энергоемкостью. Для газлифтной эксплуатации применяются поршневые компрессоры с газовыми двигателями. В последнее время используют центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом. Преимущества газлифтной эксплуатации следующие: межремонтный период работы внутрискважинного оборудования при газлифтной эксплуатации в несколько раз больше, чем при других (кроме фонтанного) способах, что позволяет резко уменьшить объемы самых тяжелых работ по текущему ремонту скважин. Газлифтный способ эксплуатации экономически выгоден на месторождениях с малодебитными скважинами с большим газовым фактором, высокой пластовой энергией и низкой обводненностью.
В настоящее время установками штанговых глубинных насосов в ЦДНГ-6 эксплуатируются скважины либо малодебитные, либо сильно обводнившиеся.
Несмотря на значительную долю скважин, оборудованных ШГН, в общем количестве скважин, добыча нефти не превышает 15 добываемой цехом. Учитывая, что сильно обводнившиеся скважины выводят из эксплуатации, а малодебитные переводят в другую категорию посредством применения ГРП, то количество таких скважин постепенно уменьшается. Тем не менее данный способ эксплуатации в связи с действующим ныне законодательством и общей тенденцией в мире к увеличению добычи нефти из низкодебитных скважин безусловно будет и дальше развиваться.
Установка штангового глубинного насоса состоит из подземного и наземного оборудования. К подземному оборудованию относятся:
а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.
б) глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130 С
в) штанги - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка - качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.
К наземному оборудованию относятся:
а) привод (станок - качалка) - является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью - колонной штанг;
б) устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.
Устьевая арматура производства Октябрьского завода нефтепромыслового оборудования (ОЗНПО).
Насосы применяются следующих типов:
вставные - НВ1Б-29, НВ1Б-32, НВ1Б-38, НВ1Б-44.
а. Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера.
б. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору , последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз плюс приблизительно 30см погрешности на инерционное увеличение длины хода плунжера. Окончательная подгонка осуществляется с помощью зажима на полированном штоке.
Основное достоинство - всю насосную установку можно поднять на штангах без необходимости подъема НКТ. Есть три типа вставных насосов: насос вставной с подвижным цилиндром и замком внизу (AHИ RWT и RHT), вставной с неподвижным цилиндром и замком внизу (АНИ RWB и RHB), и с неподвижным цилиндром и замком наверху (АНИ RWA и RHA).
После выбора типа вставного насоса, в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий вскважине и предпочтения компании в скважину опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.
В большинстве скважин в цеху с установками ШГН предпочтение отдается вставным насосам еще и по следующей причине: для насосов, эксплуатирующихся в искривленных скважинах, характерным является возникновение дополнительной силы сопротивления движению плунжера, зависящей от радиуса искривления оси цилиндра насоса, величины зазора между плунжером и цилиндром, разнице их жесткостей. В результате исследований установлено, что более интенсивный рост силы трения в паре плунжер - цилиндр с изменением угла изгиба характерен для насосов невставного типа, поэтому для наклонно- направленных скважин предпочтительно применение насосов вставного типа.
Основное распространение в цеху получил вставной насос с неподвижным цилиндром и замком внизу.
1. удобен при эксплуатации глубоких скважин, т.к. при использовании такого насоса гидростатическое давление жидкости в НКТ воздействует на внешнюю сторону цилиндра.
2. рекомендуется устанавливать в скважинах с низким статическим уровнем, поскольку лифтовую колонну можно опускать в скважину, имея ниже замковой опоры только перфорированный патрубок или шламоотделитель, что позволяет разместить всасывающий клапан на расстоянии менее 61см от забоя.
3. имеет отличные характеристики при работе в скважинах с большим содержанием газа, когда он установлен вместе с хорошим газосепаратором или газовым якорем. Небольшое расстояние, которое жидкости необходимо пройти, чтобы попасть в насос, значительно уменьшает тенденцию пенообразования и падения производительности насоса.
1. не следует спускать в скважину с большим содержанием песка, т.к. он может осесть и спрессоваться в пространстве между лифтовой колонной и насосом, в результате чего насос может застрять в НКТ.
2. имеет недостатки при работе в скважинах с периодическим режимом эксплуатации.
Подбор ШГН по производительности и глубине спуска.
- выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШГН;
- выбором глубины спуска ШГН, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг;
- прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;
- допускаемое приведенное напряжение в штангахпр доп; МПа определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения пр доп находятся в пределах 60-170 МПа.
- фактического приведенного напряжения в штангахпр ; МПа определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола скважины.
Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при увеличении:
типопазмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии гидратопарафиноотложений в НКТ, мехпримесей в насосе непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.
Подбор оборудования ШГН пр
Разработка Южно-Ягунского месторождения отчет по практике. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа: Феномен фольклора и его воспитательное значение
Реферат: Legalization Of Same Sex Marriages Essay Research
Курсовая работа по теме Трудовий договір і контракт
Мобильный Интернет Реферат
Курсовая работа по теме Институт наказания в уголовном праве
Сочинение На Тему Доброта 6 Класс Литература
Курсовая работа: Мышление и воображение
Реферат На Тему Экологическое Право В России
Контрольная Работа 4 Класс 1 Четверть
Курсовая работа: Развитие детей дошкольного возраста в условиях двуязычия
Психолого Педагогическая Помощь Курсовая
Реферат На Тему Международное Правовое Регулирование Труда
Реферат: Культура древнего Египта 15
Сочинение Успешный Телеведущий Иван Ургант
Диссертация Свобода В Праве
Kia Курсовая Устойчивость
Дипломная работа по теме Разработка и внедрение проекта безопасной сети, малого предприятия на базе технологии Wi-Fi
Сочинение: Писательская трагедия Мастера.
Организационные Коммуникации И It Технологии Эссе
Курсовая Самостоятельная Учебная Работа
Особенности развития и размещения отраслей топливно-энергетического комплекса России - География и экономическая география курсовая работа
Бухгалтерський облік в бюджетних установах - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Основы организации учета затрат и калькулирование себестоимости продукции, работ, услуг - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа