Эксплутация шсну. Вергунов Максим. Курсовой проект по мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 201.19 Kb.
|
|
Геолого-физические данные основных объектов разработки месторождения 1.3 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа Свойства пластовой нефти залежи ПК19-20 являются типичными для Тарасовского месторождения. Давление насыщения по залежи изменяется незначительно и в среднем составляет 10 МПа. Газосодержание высокое (90 м3/т). Компонентный состав пластовой нефти горизонта БВ8 определен по результатам исследований нефти из скважины №28. Мольная доля метана в нефти составляет 27%, пропан превалирует над этаном. Нефть характеризуется высоким соотношением нормальных бутанов и пентана к их изомерам. Молекулярная масса пластовой нефти равна 120. Количество легких углеводородов разгазированной нефти составляет 16%. Нефтяной газ имеет молекулярную массу 27,7. Физические свойства нефтей приведены в таблице 1.2 Таблица 1.2 Физические свойства пластовой нефти Тарасовского месторождения
2 Характеристика используемого наземного и подземного оборудования при эксплуатации ШСНУ Рассмотрим компоновку и предпочтение маркам ШСНУ применяемых на месторождение. Оборудование ШСНУ включает в себя подземную и наземную часть 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 130С; 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. На рисунке 3.1 представлена общая схема установки штангового скважинного насоса.   1 – фильтр; 2 – скважинный насос; 3 – насосно-компрессорные трубы; 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 – балансир; 14 – шатун; 15 -кривошип; 16 – редуктор; 17 – ведомый шкив; 18 – клиноременная передача; 19 – электродвигатель; 20 – противовес; 21 – рама; 22 – ручной тормоз; 23 – салазка электродвигателя. Рисунок 3.1.Общая схема установки штангового скважинного насоса 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. 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 вставных насосов – 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). В большинстве скважин в цеху с ШСНУ 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. Как показала промысловая практика, одним из способов увеличения эффективности работы ШСНУ является совместное использование длинноходовых насосов и компоновки. 3 Техническая часть 3.1.Характеристика добывающего фонда скважин Разбуривание площади продолжается и на сегодня пробуренный фонд насчитывает 487 скважин, из них 46 – ликвидировано, в добыче нефти используется 383 скважин, в нагнетании – 202 скважины, остальные используются как водозаборные, контрольные и находятся в консервации. В целом технологические показатели разработки площади являются удовлетворительными по сравнению с аналогичными площадями Ромашкинского месторождения. На рисунке 2.1 показано процентное отношение способов эксплуатации скважин, большую часть действующего фонда составляют скважины, оборудованные ШСНУ – 219 скв., оборудованные ЭЦН – 127 скв., в бездействии – 33 скважины [Error: Reference source not found]. Р  исунок 2.1.Распределение фонда скважин по типам оборудования На рисунке 2.2 показано что 81 скважины, оборудованных ШСНУ эксплуатируется с дебитом менее 5м3/сут, 59 скв., с дебитом от 5 до 10 м3/сут, и 56 скв., с дебитом от 10 до 20 м3/сут. Из всего фонда скважин, оборудованных ШСНУ, более половины (116 скв.) имеют обводненность более 70% (рисунок 2.3). Из них 62 % составляют установки штанговых глубинных насосов, добыча по которым в сутки составляет по жидкости 13 %, а по нефти - около 24 % от всей добычи. Приведенные данные показывают, что даже незначительные изменения показателей эксплуатации скважин штанговыми насосами могут существенно повлиять на уровень добычи нефти и эффективность деятельности в ту или иную сторону в целом по объединению [Error: Reference source not found].  Р исунок 2.2.Распределение фонда скважин, эксплуатируемых ШСНУ площади по дебитам Рисунок 2.3. Распределение фонда скважин по обводненности Доля скважин Тарасовского месторождения, эксплуатируемым штанговыми скважинными насосными установками, составляет более 60 %. Доля их использования в процессе добычи нефти с каждым годом увеличивается. Добыча нефти с помощью этого способа составляет от 20 % и более. Основным элементом установки является глубинный штанговый плунжерный насос. От надежности этого узла зависит экономическая эффективность разработки месторождения. Поэтому повышение работоспособности скважинных плунжерных насосов является основной задачей для снижения себестоимости добываемой нефти |