Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения

МИНИСТРЕСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И

ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ ШСНУ С УЧЕТОМ

ВЛИЯНИЯ ДЕФОРМАЦИИ ШТАНГ И ТРУБ ДЛЯ СКВАЖИНЫ №796 СЕРАФИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО КУРСУ “ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ”

КЛУШ 210700.000. ПЗ

Группа

Студент

Консультант

Оценка защиты

Содержание

Введение

1. Геолого-промысловая характеристика Серафимовского месторождения

1.1 Общие сведения о районе

1.2 Орогидрография района

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов

1.4 Характеристика пластовых флюидов

1.4.1 Свойства нефти

1.4.2 Свойства пластовой воды

1.4.3 Свойства и состав газа

1.5 Состояние разработки месторождения

2. Условия работы ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”

2.1 Особенности оборудования ШСНУ

2.2 Анализ эффективности эксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

3. Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ

3.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока

3.2 Нагрузки, действующие на штанги и трубы

4. Динамометрирование и результаты исследований

5. Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы с учетом деформации штанг и труб

5.1 Исходные данные

5.2 Расчеты

6. Безопасность и обслуживание ШСНУ в ООО НГДУ ”Октябрьскнефть”

6.1 Основные опасности и вредности возникающие в процессе эксплуатации месторождений в ООО НГДУ “ Октябрьскнефть”

6.2 Техника безопасности при эксплуатации ШСНУ

6.3 Обеспечение электробезопасности

Список использованной литературы

Введение

Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

Основными направлениями работ по повышению эффективности процессов добычи нефти с применением ШСНУ в ООО НГДУ “ОН” в последние годы являются:

1. совершенствование методов подбора оборудования к условиям конкретной скважины и режима его работы, а также поддержание оптимальных условий эксплуатации в течение всего межремонтного периода;

2. разработка новых и совершенствование существующих технических средств для эксплуатации ШСНУ;

3. разработка и применение специальных конструкций насосов для добычи высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий;

4. разработка и внедрение мероприятий по экономии электроэнергии при добыче нефти с помощью ШСНУ.

При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.

Как показывает практика, межремонтный период работы скважин с установками ШСН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при работе скважин (в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования /1/.

Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

В данной работе установлен режим работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб скважины №796 Серафимовского месторождения.

Необходимость данных расчетов связана с установлением оптимального режима работы ШСНУ для достижения максимального коэффициента подачи штангового глубинного насоса.

1. Геолого-промысловая характеристика Серафимовского месторождения

1.1 Общие сведения о районе

Серафимовское месторождение расположено на территории Туймазинского района республики Башкортостан и приурочено к восточным склонам Белебеевской возвышенности.

Крупнейшими населенными пунктами являются города Октябрьский и Туймазы, поселки Серафимовский, Субханкулово, станция Кандры.

Основными путями сообщения являются железная дорога Уфа-Ульяновск с веткой Уруссы - Октябрьский и автодороги, соединяющие города Октябрьский, Бугульма, Туймазы, Уфа, поселки Уруссу и Серафимовский, имеются внутрипромысловые дороги с гравийным и асфальтовым покрытием.

Наиболее крупными реками являются река Ик, Усень с ее притоками Самсык, Бишинды, Кармалы, Имеется карстовое озеро Кандры-Куль.

Речные долины делят территорию на отдельные гряды и блоки высотой до 460 м и крутизной скатов от нескольких до 10 - 15 градусов.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой и жарким летом, с минимальной температурой минус 45^о С в январе и максимальной плюс 36^о С в июле. Годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 273 до 348 мм. Мощность снегового покрова не превышает 0,6 м, глубина промерзания грунта 1 - 1,3 м. Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные.

Район Серафимовского месторождения расположен в лесостепной части Башкирии. Древесная растительность занимает около 25% площади.

Основными полезными ископаемыми является нефть. Из других полезных ископаемых можно отметить строительные материалы: глина, гравий, известняк, которые употребляются для приготовления кирпича, глинистого раствора и др. /2/.

Рисунок 1 - Обзорная карта

1 - Мустафинское; 2 - Нурское; 3 - Амировское; 4 - Михайловское; 5 - Копей-Кубовское; 6 - Туймазинское; 8 - Субханкуловское; 9 - Серафимовское; 10 - Саннинское; 11 - Каргалинское; 12 - Ташлы-Кульское; 13 - Петропавловское; 14 - Солонцовское; 15 - Кальшалинское; 16 - Троицкое; 17 - Стахановское; 18 - Абдулловское; 19 - Суллинское; 20 - Ермекеевское; 21 - илькинское; 22 - Усень-Ивановское

1.2 Орогидрография района

Серафимовское месторождение расположено в западной части Башкирии на территории Туймазинского района.

В его строении принимают участие рифейские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения, Леонидовская, Серафимовская, Константиновская и Болтаевская структура.

Основным продуктивным горизонтом является песчаный пласт Д₁ пашийского горизонта, средняя глубина залегания пласта - 1690 м /2/.

Основные свойства коллекторов приведены в таблице 1.

Таблица 1

Основные свойства коллекторов

Отметки ВНК колеблются в пределах 1740 - 1770 м. Первоначальный режим работы залежи - упруго-водонапорный, текущий - жеско-водонапорный. Начальное пластовое давление 17 МПа, текущее 15 - 17 МПа. Пластовая температура 38 ^о С.

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов

Промышленно-нефтеносными в нижнем карбоне являются песчаники угленосной толщи и приурочены к двум продуктивным пластам - верхнему и нижнему. Однако эксплуатация продуктивной угленосной толщи ведется единичными скважинами, т. к. нефть вязкая и с большим содержанием серы.

В пористых известняках турнейского яруса - повсеместно отмечены нефтепроявления в виде примазок нефти и запаха Н₂ S.

В девонской системе нефтеносность установлена в отложениях фаменского, франского, живейского и эйфельского ярусов. Нефть, полученная из фаменских отложений, смолистая и сернистая.

Во франском ярусе нефтепроявления в виде битуминости известняков. Промышленная нефтеносность этого яруса установлена в его нижнем отделе.

В отложениях живейского яруса нефтеносной является терригенная толщина муллинского горизонта.

На Серафимовском месторождении выделяют три гидрогеологических комплексов - верхний, средний и нижний. В верхний комплекс входят поверхностные и грунтовые воды, воды татарского, казанского и уфимского ярусов. В средний водоносный комплекс включаются водоносные горизонты пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатных отложений карбона /2/.

1.4 Характеристика пластовых флюидов

1.4.1 Свойства нефти

Свойства и состав пластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 2 – 5 /2/.

Таблица 2

Свойства пластовых нефтей

Таблица 3

Состав пластовой нефти

Таблица 4

Свойства поверхностных нефтей

Таблица 5

Состав поверхностных нефтей

1.4.2 Свойства пластовой воды

Пластовая вода залежей Серафимовской группы месторождений насыщена растворимыми минеральных солей. Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации колеблются от 756 до 827 мг.экв/л.

Из микроэлементов в водах обнаружены: J₂ , NH₄ , К, Fe.

Удельный вес воды колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см³ , в среднем удельный вес воды пласта Д₁ равен 1,1847 г/см³ , пласта Д_II - 1,1889 г/см³ /2/.

Вязкость девонской воды в пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см³ . По классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

1.4.3 Свойства и состав газа

Добываемый газ является попутным. Все газы относятся к категории жирных, содержат достаточное количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат сероводорода и углекислоты.

Выход газа на Серафимовском месторождении сравнительно высок и составляет 8,9 - 9,8 % . Количество азота в девонских пластах сравнительно небольшое 12,9 - 9,9 %. Количество метана изменяется от 33,9 до 34,9 % /2/.

Состав газа приведен в таблице 6.

Таблица 6

Состав газа, растворенного в нефти

1.5 Состояние разработки месторождения

Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д₁ в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.

Характеристика фонда скважин представлена в таблице 7.

Таблица 7

Характеристика фонда нагнетательных и добывающих скважин

Серафимовское месторождение включает залежи пласта Д₁ , Д_II , Д_III , Д_IV , на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году /2/.

В течение длительного периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 г), затем по мере обводнения продукции добывающих скважин, растет удельный вес добычи нефти механизированным способом.

С 1971 года залежь горизонта Д₁ Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 г.г. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза.

В настоящее время, в процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов закачиваемой в пласт воды по отдельным участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.

В целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В частности, годовой темп отбора нефти составил 4,09 % от остаточных извлекаемых запасов, что практически равно средней величине НГДУ «Октябрьскнефть». Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений НГДУ «Октябрьскнефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут). Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2002 год по Серафимовскому месторождению 81 м³ /сут составила всего при средней по НГДУ «Октябрьскнефть» 92,6 м³ /сут.

Анализ основных показателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов для бурения, выбор скважин для внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения /2/.

2. Условия работы ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”

2.1 Особенности оборудования ШСНУ

В ООО НГДУ “Октябрьскнефть” применяются следующие виды насосов которые представлены в таблице 8. /3/

Таблица 8

Насосы применяемые в ЦДНГ-1

Параметры штанговых скважинных насосов представлены в таблице 9.

Таблица 9

Параметры штанговых скважинных насосов

Таблица 10

Техническая характеристика станков-качалок

В последние годы стали использоваться штанговые насосы с безвтулочным цилиндром. Их преимуществом является упрощение конструкции и сборки насоса. У таких цилиндров предусматривается большая толщина стенки, чем у кожуха насосов с втулочным цилиндром, что обеспечивает повышенную прочность их резьбы по сравнению с резьбой кожухов. Конструкция насосов с безвтулочным цилиндром аналогично конструкции насосов с втулочным цилиндром /3/.

2.2 Анализ эффективности эксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

Наличие большого количества скважин, эксплуатируемых УСШН различных типоразмеров, широкий диапазон условий эксплуатации, различные характеристики пластов и добываемых из них жидкостей позволили получить широкий спектр данных используемых при подборе оборудования в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”.

Анализ предусматривает группировку скважин по ряду общих признаков, которые приведены в таблице 11.

Таблица 11

Таблица 12

Добыча жидкости различными видами насосов по ЦДНГ-1

Наибольшее число штанговых насосов (62 %) имеет производительность по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин эксплуатируется с содержанием воды до 90 %, 5 % - более 90 %. Основными глубинами подвесок насоса являются 1000-1300 м, (95 % скважин), наиболее распространенными являются насосы вставного типа – 82,7 %. Наземное оборудование скважин представлено в основном станками-качалками нормального ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и 7СК8 – 29 %. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами штанг – 22 и

19 мм в соотношении 40 % и 60 %. Средняя величина погружения насосов под динамический уровень составляет более 300 м. что обеспечивает давление на приеме 2,5…3,0 МПа. Число ходов большинства станков-качалок поддерживается в пределах 5…6, длина хода полированного штока составляет 1,2 …2,5 м. /1/ . Основное применение в ЦДНГ-1 НГДУ “ОН” получили насосы вставного типа (НСВ) – 268 шт. На них ложится основная часть добычи нефти – 95252,2 т. из 151703,1 т. в год. Но если сравнить отдельно насосы, то из таблицы видно, что насосы типа НСН2Б-44 добывают в три раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32, но их в 7,5 раз меньше чем вставных. Это объясняется тем, что они применяются в мало обводненных скважинах, чем вставные и производительность невставных насосов выше чем вставных /3/.

3. Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ

3.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока

Почти во всех скважинах фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:

-упругим удлинением и сокращением штанг и труб;

-недостаточным заполнением жидкостью цилиндра насоса;

-изменение объемов нефти и воды;

-утечкой жидкости через клапаны насоса и неплотности в НКТ /4/.

При работе насоса колонны штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.

Силы, действующие на узлы ШСНУ, принято делить на статические и динамические по критерию динамического подобия (критерий Коши)

(3.1)

где a =4900-скорость звука в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с^-1 .

При μ_д ≤0,4 режим работы установки считается статическим, а при μ_д >0,4 режим работы – динамическим.

Для статических режимов силы инерции не оказывают практического влияния на длину хода плунжера, и длину хода полированного штока вычисляют по следующей формуле:

, (3.2)

где - сумма упругих деформаций штанг λ_ш и труб λ_т , вызванных действием нагрузки от веса жидкости в НКТ. Они вычисляются по следующим формулам:

(3.3)

(3.4)

где ε_i – доля длины штанг с площадью поперечного сечения f _{ш i} в общей длине штанговой колонны L _н ; f ^’ _т – площадь поперечного сечения по телу подъемных труб, м² ; Е – модуль упругости материала штанг (для стали Е =2∙10⁵ МПа).

Если колонна насосно-компрессорных труб заякорена у насоса, то λ_т =0.

Тогда суммарное упругое удлинение труб и штанг /4/:

где d - диаметр плунжера, м; ρ_ж -плотность откачиваемой жидкости, кг/м;

g-ускорение свободного падения, м/с² .

При динамическом режиме работы длину хода полированного штока можно определить по следующим формулам.

Формула АзНИПИнефти:

(3.5)

где т – коэффициент, учитывающий влияние силы инерции массы столба жидкости на упругие деформации штанг. Коэффициент т , рассчитанный А. Н. Адониным, имеет следующие значения:

Условный диаметр насоса, мм ……………………….………43 55 68 93

Коэффициент т ……………………… …………………….1 1,5 2,0 3,0

Формула (3.5) справедлива при μ_д ≤0,5 для двухступенчатой колонны штанг, учитывает вынужденные колебания последней и имеет вид:

(3.6)

где Здесь l _ш1 , l _ш2 – длина ступеней колонны штанг с площадями


29-04-2015, 00:55