курсовая работа Иманмурзаев Б.К.. Эксплуатация скважин, оборудованных шсну на ЗападноСургутском месторождении по дисциплине Скважинная добыча нефти

• Название: Эксплуатация скважин, оборудованных шсну на ЗападноСургутском месторождении по дисциплине Скважинная добыча нефти
• Дата: 15.01.2023
• Размер: 291.03 Kb.
• Имя файла: курсовая работа Иманмурзаев Б.К..docx
• Тип: Курсовая; #888268
• страница: 5 из 7

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пласт БС₁₀₊₁₁

Данный пласт характеризуется следующими свойствами: тип залежи - пластовая, сводовая, литологически экранированная, тип коллектора – поровый, вязкость нефти в пластовых условиях 3,84 мПа*с, содержание серы в нефти 2,05%, содержание парафина в нефти 3,25%, давление насыщения нефти газом 9,9 МПа, газосодержание 46,1 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях 0,46 мПа*с, коэффициент продуктивности 5,9 м³/сут*МПа.
Пласт БС₁₂

Пласт БС₁₂ охарактеризован типом залежи: пластовая, сводовая, литологически экранированная, тип коллектора – поровый, вязкость нефти в пластовых условиях 3,84 мПа*с, содержание серы в нефти 2,05%, содержание парафина в нефти 3,25%, давление насыщения нефти газом 9,9 МПа, газосодержание 44 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях 0,46 мПа*с, коэффициент продуктивности 5,7 м³/сут*МПа.
Пласты ЮС₁

Продуктивные отложения пласта ЮС₁ отличаются от предыдущих следующими свойствами: тип залежи - пластовая, сводовая, пластовая с подстилающей водой, тип коллектора – поровый, вязкость нефти в пластовых условиях 3,13 мПа*с, содержание серы в нефти 1,80%, содержание парафина в нефти 2,85%, давление насыщения нефти газом 8,2 МПа, газосодержание 52 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях 0,43 мПа*с, коэффициент продуктивности 4,0 м³/сут*МПа.
Пласты ЮС₂

Залежь пласта ЮС₂ охарактеризована следующими свойствами: тип залежи - литолого-стратиграфическая, тип коллектора – поровый, вязкость нефти в пластовых условиях 3,13 мПа*с, содержание серы в нефти 1,80%, содержание парафина в нефти 2,85%, давление насыщения нефти газом 8,2 МПа, газосодержание 52 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях 0,43 мПа*с, коэффициент продуктивности 3,2 м³/сут*МПа.

2 Технико-технологическая часть

2.1 Наземное и подземное оборудование скважин, эксплуатирующихся с помощью ШСНУ

Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).

Оборудование ШСНУ (рис.2.1) включает:

• 
  фонтанная арматура,
  
• 
  обвязка устья скважины,
  
• 
  станок-качалка,
  
• 
  насосно-компрессорные трубы,
  
• 
  насосные штанги,
  
• 
  штанговый скважинный насос,
  
• 
  различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.).
  

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Рама выполнена из профилированного проката в виде двух полозьев, соединенных между собой поперечинами. На раме крепятся все основные узлы СК.

Стойка выполнена из профилированного проката четырехногой конструкции с поперечными связями.

Балансир состоит из дуговой головки (10) и тела балансира (13) одноблочной конструкции.

Опора балансира создает шарнирное соединение балансира с траверсой и шатунами.

Траверса предназначена для соединения балансира с двумя параллельно работающими шатунами.

Опора балансира создает шарнирное соединение балансира с траверсой и шатунами.


Рисунок 2.1 - Оборудование ШСНУ

1-фильтр; 2-скважинный насос; 3-НКТ; 4-насосные штанги; 5-тройник; 6-устьевой сальник; 7-сальниковый шток; 8-стойка СК; 9-траверсы канатной подвески; 10-головка балансира; 11-фундамент; 12-канатная подвеска;13-баласир; 14-шатун; 15-кривошип; 16-редуктор; 17-ведомый шкив; 18-клиноременная передача; 19-электродвигатель; 20-противовес; 21-рама; 22-ручной тормоз; 23-салазка электродвигателя.
Траверса предназначена для соединения балансира с двумя параллельно работающими шатунами.

Шатун представляет стальную трубную заготовку, которая с одного конца прижимается к пальцу, а с другого – шарнирно к траверсе.

Кривошип преобразует вращательное движение ведомого вала редуктора в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор - двухступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей.

Тормоз (22) выполнен в виде двух колодок, крепящихся к редуктору.

Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных шкивов.

Электродвигатель – асинхронный, трехфазный с повышенным пусковым моментом, короткозамкнутый, в закрытом исполнении.

Поворотная салазка (23) под электродвигатель служит для быстрой смены и натяжения клиновидных ремней.

Подвеска устьевого штока предназначена для соединения устьевого штока (7) с СК. Она состоит из канатной подвески (12) и верхних и нижних траверс (9).

Для герметизации устьевого штока фонтанная арматура оборудуется сальниковым устройством. Устьевой шток соединяется с помощью колонны штанг с плунжером глубинного штангового насоса.

Скважинные штанговые насосы (ОСТ 26-26-06-86) являются надежным и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных скважин, широко применяемых для отбора пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).

Показатели для нормальной работы штанговых насосов:

• 
  температура перекачиваемой жидкости - не более 130 С;
  
• 
  обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%;
  
• 
  вязкость жидкости - не более 0,025 Па*с;
  
• 
  минерализация воды - до 10 мг/л;
  
• 
  максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л;
  
• 
  содержание свободного газа на приеме насоса - не более 10% по объему, с газосепараторами до 75%;
  
• 
  концентрация сероводорода - не более 50 мг/л;
  
• 
  водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8.
  

Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.

Скважинные штанговые насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами.

Детали насоса изготовлены из высоколегированных и специальных сталей и сплавов;

Цилиндр насоса толстостенный с хромированным покрытием и азотированием 70 HRC, длина цилиндра 4200мм;

Плунжер из углеродистой стали с хромированным покрытием и азотированием 67-71 HRC наружной поверхности;

Непрямолинейность насоса 0,08мм на длине 1000мм;

Шероховатость поверхности цилиндра и плунжера 0,2мкм;

Клапанные пары из материала типа стеллит или карбид вольфрама;

На нижней (внешней) стороне насоса нарезана трубная резьба для подвешивания «хвостовика» или дополнительного оборудования (фильтра, ГПЯ и т.п.)

В верхней части насоса (не вставного) вкручивается патрубок длиной 0,5м с муфтой для работы с ключами и элеватором при спуске его в скважину.

ШГН выпускаются двух типов:

Вставные

НВ1 - насос скважинный вставной с цельным цилиндром и верхней замковой опорой.

Невставные (трубные)

НН2Б - насос скважинный невставной с цельным цилиндром и сливным клапаном.

В настоящее время в основном применяются

невставные насосы типа НН-2Б с условным размером (диаметром плунжера) 32, 44, 57и 68мм, а также

вставные насосы НВ1Б -28, НВ1Б - 32, НВ1Б - 44 и НВ1Б - 57мм с верхней замковой опорой.

В условное обозначение входят:

• 
  тип насоса;
  
• 
  исполнение по цилиндру;
  
• 
  условный размер (диаметр плунжера) насоса;
  
• 
  ход плунжера в мм уменьшенный в 100 раз;
  
• 
  напор насоса в м уменьшенный в 100 раз;
  
• 
  группа посадки;
  
• 
  исполнение по стойкости к среде;
  
• 
  конструктивные особенности.
  

Тип насосов:

• 
  НВ1 - вставные с замком наверху;
  
• 
  НВ2 - вставные с замком внизу;
  
• 
  НН - невставные без ловителя;
  
• 
  НН1 - невставные с захватным штоком;
  
• 
  НН2 - невставные с ловителем;
  
• 
  Б - цилиндр насоса безвтулочный;
  
• 
  С - цилиндр насоса с втулками.
  

Примеры условных обозначений насоса:

НВ1БП - 44-18-12-2-И ОСТ26-16-06-86 - насос вставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный),для эксплуатации с повышенным содержанием песка (более 1,3г/л.), условным размером (диаметром) 44мм, ходом плунжера 1800мм, напором 1200м, 2 группы посадки и износостойкий к агрессивной среде - И.



Рисунок 2.2 – Насос вставной

1-замок; 2-щток; 3-упор; 4-контргайка; 5-клетка плунжера; 6-цилиндр; 7-плунжер; 8-нагнетательный клапан; 9-всасывающий клапан.
НН2Б-57-30-12-1 ОСТ 26-16-06-86 - насос невставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный), условным размером (диаметром) 57мм, ходом плунжера 3000мм, напором 1200м, 1 группы посадки, нормального исполнения по стойкости к откачиваемой среде.



Рисунок 2.3 – Насос невставной

1-цилиндр; 2-шток; 3-клетка плунжера; 4-плунжер; 5-нагнетательный клапан; 6-шток ловителя; 7-всасывающий клапан; 8-седло конуса.
Посадка плунжера в цилиндре насоса характеризуется предельными величинами зазоров (на диаметр) между плунжером и цилиндром. В зависимости от предельных величин зазоров насосы выпускаются следующих групп посадки:

• 
  «0» группа - до 0,045мм;
  
• 
  «1» группа - от 0,020 до 0,070мм;
  
• 
  «2» группа - от 0,070 до 0,120мм;
  
• 
  «3» группа - от 0,120 до 0,170мм.
  

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м – для нормальных условий эксплуатации.

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм).

Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО «Очерский машиностроительный завод»), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20%.

Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение - полуэллипсное).

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Рmax на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М кр max на ведомом валу редуктора в кгс/м ( 1 кгс/м = 10-2кН*м).

Амплитуду движения головки балансира регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.

Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и электродвигатели АО2 и их модификации АОП2.

Частота вращения электродвигателей 1500 и 500 мин –1.

В настоящее время российскими заводами освоены и выпускаются новые модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицированный ряд из 13 вариантов грузоподъемностью от 3 до 12 т.), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-114.00.000 (гидрофицированный). Станки-качалки для временной добычи могут быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.