Анализ добывных возможностей УШГН на Таныпском Месторождении. Курсовой проект Аширов Э-60. Курсовой проект мдк 01. 02. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин пнко. 21. 02. 0102. Э60 пз разработал Р. Р. Аширов Руководитель В. А. Бертош
 Скачать 199.45 Kb.
|
Характеристика используемого оборудованияДля расчета анализа добывных возможностей и технологических режимов скважин необходимо дать характеристику УШГН (установка штангового глубинного насоса). Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости из скважины на поверхность. Станок качалка со штангоглубинным насосом с обозначением основных узлов изображен в Приложении В (Рисунок 2.2.1). На долю штангового насосного способа в нашей стране приходится 70% действующего фонда скважин, которые обеспечивают до 30% общего объема добычи нефти. В зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и коэффи-циента продуктивности скважины подача штанговых насосных установок изменяется от нескольких десятков килограммов до 200 и более в сутки. На Таныпском месторождении эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее распространённым способом добычи нефти. Глубинная насосная установка состоит из насоса, находящегося в скважине и станка-качалки, установленного на поверхности. Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру через колонну штанг. При ходе плунжера вверх под ним снижается давление и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию. Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами. Цилиндр насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных труб, а плунжер подвешен на колонне штанг, самая верхняя штанга соединена с головкой балансира станка-качалки гибкой подвеской. Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, закачивается на устье тройником. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, предназначенное для предотвра-щения утечки жидкости вдоль движущегося сальникового штока, а в средней части - боковой отвод, по которому жидкость из скважины направляется в выкидную линию. В механизме станка-качалки вращение вала электродвигателя через понижающую трансмиссию подается на вал кривошипов и при помощи кривошипов и шатунов преобразуется в качательное движение балансира. Возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг и следовательно плунжера насоса создается качанием балансира относительно его опоры. Глубинные штанговые насосы по конструкции и способу установки в скважине подразделяются на две основные группы: не вставные (трубные) и вставные насосы. Не вставные (трубные) насосы характерны тем, что их основные узлы - цилиндр и плунжер спускаются в скважину раздельно. Встав-ной же насос спускают в скважину в собранном виде на насосных штангах и извлекают его на поверхность также в собранном виде путем подъема насосных штанг. Насосные штанги предназначены для передачи движения от станка-качалки к плунжеру глубинного насоса. Они представляют собой стальные стержни крупного сечения. Изготавливаются диаметром 16, 19, 22, 25, 32мм. Средняя длина штанги 8 метров. Для подвески насосных труб направления продукции скважины в выкидную линию, герметизаций устья, а также обеспечения отбора газа из-за трубного пространства на устье скважины устанавливают специальное оборудование. Устьевое оборудование глубинной скважины состоит из план-шайбы и тройника сальника. Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную установку. На выкидной и газоотводящей линиях устанавливают задвижки и обратные клапаны, обеспечивающие контроль за движением продукции и исключающие возможность перетекания жидкости из выходных линий в скважину. Определение коэффициента продуктивностиКоэффициент продуктивности определяется по формуле:
где  - фактический дебит скважины по жидкости, м3/сут - пластовое давление, МПа; - забойное давление, МПа. ; ; ; ; ; ; ; ; ; .Определение оптимального допустимого забойного давленияОптимально допустимое забойное давление определяется по формуле:
где  , - давление насыщения, МПа. .Определение максимально допустимого дебита скважинМаксимально допустимый дебит скважины определяется по формуле:
где kпрод коэффициент продуктивности, м3/сут  МПа; пластовое давление, МПа; допустимое забойное давление, МПа. ; ; ; ; ; ; ; ; ; .Определение разницы между максимально допустимым и фактическим дебитамиОтклонение дебита определяется по формуле:
где  оптимальный дебит, м3/сут; фактический дебит, м3/сут. ; ; ; ; ; ; ; ; ; .Все результаты вышеприведённых расчетов сведены в сводную таблицу 2.3.1 Таблица 2.3.1 – Сводные данные
|
, 
,
, 
,
, 
,
,