Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, Чикулаевского месторождения

   Министерство образования и науки РФ

  Федеральное государственное образовательное  учреждение

среднего  профессионального образования

«Чернушинский политехнический колледж» 
 
 
 
 
 
 
 
 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ  

Анализ  добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, Чикулаевского месторождения 
 
 
 
 
 

Специальность: 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» 
 
 
 
 
 

Разработал : студент гр. № 45     Д.В. Елфимов 

Руководитель  : преподаватель      Л.Е.Анисимова  
 
 

            
 
 

Чернушка 2012 г.

Содержание

Введение

1.Геологическая часть

  1.1 Общие сведение о месторождение

  1.2 Стратиграфия

  1.3 Тектоника

  1.4 Нефтегазоносность

  1.5 Физико-химические свойства нефти и газа.

2.Техническая часть

     2.1 Современное состояние разработки 

     2.2 Характеристика используемого оборудования

     2.3 Принцип работы штанговой насосной установки

3. Проектная  часть

     3.1 Анализ добывных возможностей  по скважинам

        3.2 Анализ технологических режимов

        3.3 Выбор оборудования скважины

4.Организационная  часть

     4.1 Охрана недр и окружающей среды

Список литературы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     ВВЕДЕНИЕ

     В нашей стране нефтяная отрасль одна из ведущих и быстро развивающихся, в которую внедрены новейшие технологии машиностроения, автоматизации и  техники. Объекты нефтяной промышленности рассредоточены по всей территории страны, в ней задействовано большое количество трудовых ресурсов России.

     В ходе курсового проекта будет  описана краткая геологическая  характеристика Чикулаевского месторождения  и продуктивных пластов, нефтегазоносность, физико-химические свойства нефти. Для проведения анализа добывных возможностей и технологических режимов работы скважин будут проведены расчеты и произведён выбор оборудования. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    1.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1Общие сведения о месторождении

    Чикулаевское  месторождение открыто в 1973 году. На месторождении пробурено 10 поисковых и разведочных скважин.

    В административном отношении Чикулаевское месторождение расположено в  Чернушинском районе Пермской области в 10 км южнее г.Чернушка, в 15 км юго-западнее Павловского нефтегазового месторождения. От областного центра месторождение находится к югу в 168 км. Связь с областным центром осуществляется автотранспортом по трассе Чернушка -Пермь.

    Ближайшие населенные пункты: районный центр Чернушка, а также села Русские Чикаши, Средняя Атняшка, Тауш, Большой Юг, Трушники. Населенные пункты связаны с районным центром асфальтовыми и гравийными дорогами.

    1.2 Стратиграфия

    Геологический разрез Чикулаевского месторождения  изучен по материалам геологической  съемки, результатам структурного и глубокого бурения, а также по результатам сейсморазведочных работ.

    Стратиграфическое расчленение разреза проведено  согласно унифицированной схеме  Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, выработанной на совещании 1956 года в г. Казани.

    Нижняя  часть разреза визейского яруса терригенная. Здесь выделяются тульский и бобриковский горизонты яснополянского надгоризонта и машновский надгоризонт. Тульский горизонт представлены карбонатной пачкой толщиной 25 - 29 м. и терригенной 22 - 32 м. В терригенной пачке прослаиваются песчаники, аргиллиты и алевролиты. Разрез бобриковского горизонта в большей части представлены алевролитами с прослоями песчаника и аргиллита. Толщина колеблется в пределах 17 - 36 м.

    Отложения яснополянского надгоризонта подстилаются пачкой малиновских аргиллитов   толщиной   от   2   до    10   м.   Терригенные   породы   визейского   яруса   со стратиграфическим перерывом ложатся на турнейские известняки. Турнейские известняки достигают 108 - 120 м. толщины.

    1.3 Тектоника

    В тектоническом отношении Чикулаевское месторождение находтися в Чернушинской волнообразной зоне, осложняющей северо-западный склон башкирского свода.

    Месторождение приурочено к собственно Чикулаеской  и Северо-Этышской структурам, подготовленным под глубокое разведочное бурение в 1978-1982 годах.

    Под отражающим горизонтам 1, II, II ' и Ш. Чикулаевская структура представлена двумя куполами: северным - субширотного простирания; южным – субмеридионального простирания.

    Северо-Этышская структура представляет собой купол  меридионального простирания.

    1.4 Нефтегазоносность

    Тульская  залежь Пласт Т л 2-6

    Промышленная  нефтеносность приурочена к южному куполу Чикулаевского поднятия. В  скважинах 2189 и 332 по промыслово-геофизическим  данным пласт Тл 2-6 насыщен водой, что подтверждено испытанием в процессе бурения. Водо- нефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1203,6 м, по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого пропластка. Размеры залежи 1,75 х 0,6 км, этаж нефтеносности 11,6м. Залежь пластовая сводовая.

    Турнейская залежь Пласт Т1

    Промышленная  нефтеносность приурочена к верхнему пласту турнейских отложений и подвержена результатами испытаний 5-и скважин. По результатам испытаний неоднородность установлена на всех трех куполах месторождения.

    Коллекторы - песчаники и алевролиты. Пористость в водонасыщенной части пласта составляет 20,4%. Проницаемость по керновым данным в среднем 385 мд. Проницаемость по КВД - 574 мд. Нефтенасыщенность определялась по керновым данным из скважин 282, 283 и по 4 образцам равна 75,2%, что и принято для расчета.

    Пласт Тл

    Коллекторами  являются известняки. Их пористость по керну, отобранному из 5 скважин (282, 283, 332, 336, 348) в водонефтяной части  залежи в среднем составляет 11,4%. Проницаемость по керновым данным в  среднем равна 8,8 мд. Проницаемость по КВД в среднем 43 мд. Нефтенасыщенность в среднем составляет 68,7%.

    1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

      Пласт Тл 2-6

    Нефть характеризуется средней плотностью ( 0,855 г/см"'), маловязкая

     ( 7,43 см ); давление насыщения ее газом колеблется от 76 до 80 кгс/см3, что в среднем составляет 78 кгс/см  .

    Насыщенность  газа варьируется по пласту в пределах от 36,5 до 41,2 м"3/т. Объемный коэффициент изменяется в меньших пределах ( 1,085-1,092).

    В поверхностных условиях нефть утяжеляется (плотность 0,883 г/см3 ), становится более вязкой.

    По  компонентному составу нефть  смолистая (21,52%), парафинистая (3,88%)), сернистая (1,95%)), с довольно низкой температурой застывания (-13°С). Светлых фракций, выкипающих до 300 °С в нефти содержится 40,5%о.

    Сероводород в газе отсутствует.

    Пласт Т1

    Для исследования взято 11 проб из скважин 283 и 365.

    По  данным проведенных исследований давление насыщения газом в среднем  по  пласту  принято равным  77,8  кгс/см³ .   Нефть в скважине  283 несколько легче (плотность -0,865 г/см³), чем в скважине 365 (плотность -0.875 г/см³) (Таблица 1).

    Газонасыщенность 3 5,6 - 37,7 м7т, величина вязкости 18,57 - 19,63 сп.. объемный коэффициент 1,093 - 1,102. Поверхностная  нефть утяжеляется: плотность 0,907 г/см"', вязкость 71,4 сп, нефть не замерзает при температуре -20 " С.

По компонентному  составу нефть смолистая ( 28,17%) ), парафинистая (2,5%)), сернистая (2,45%)). Светлых фракций, выкипающих до 300 °С в нефти содержится 38,5%) (Таблица2).

    Относительно  низкая продуктивность пласта, высокая вязкость нефти и опыт эксплуатации таких пластов в области не позволяют турнейский пласт объединить с тульским в единый объект эксплуатации.

    Учитывая  невысокую продуктивность объектов разработки предусмотрен насосный способ эксплуатации с применением глубинных штанговых насосов. 

 Таблица 1-Свойства пластовой нефти 

 
 
 
 

     2ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

     2.1Современное состояние разработки

     

     Рисунок 2- Распределение добывающего фонда по способам эксплуатации в % соотношении

     Добывающий  фонд на Чикулаевском месторождении  составляет 27 скважин, 24 из которых  УШГН, что составляет 88% фонда, 2 скважины работают УЭЦН, что составляет 8% фонда, 1 скважина работает УШВН, что составляет 4% фонда (Рисунок 2).

     

     Рисунок 3- Распределение добывающего фонда по пластам в % соотношении

     На  Чикулаевском месторождении находится в разработке 5 залежей и совместно разрабатываемая Тл+Бб1. Наиболее разрабатываемая залежь-Тл, которая составляет 48% скважин (13скв) от 27скважин месторождения.

     

     Рисунок 4-Распределение суточной добычи жидкости по пластам

     Суточная  добыча жидкости по Чикулаевскому месторождению  составляет 270м³/сут, из них 176,1т приходится на Тл пласт, что составляет 64% суточной добычи; 75,5т на Т пласт, что составляет 27%; 13,3т на Бб1 пласт, что составляет 5%; 3,7т на Бб2 пласт, что составляет 1%; 1,9т на Мл пласт, что составляет 1%; 4,1т на совмесно разрабатываемый пласт Тл+Бб1, что составляет 2%.

     

     Рисунок 5-Распределение суточной добычи нефти  по пластам

     Суточная  добыча нефти по Чикулаевскому месторождению составляет 122,4т/сут, из них 55,5т приходится на Т пласт; 53,8т на Тл пласт; 8,4т на Бб1 пласт; 1,3т на Бб2 пласт; 0,7т на Мл пласт; 2,7т на совместно разрабатываемый Тл+Бб1 пласт.

     

     Рисунок 6-Распределение обводненности по пластам

     Обводненность пластов на Чикулаевском месторождении  составляет в среднем 42,15%, Тл пласт  обводнен на 65,9%; Бб2 на 59,7%; Мл на 56,1%; Бб1 на 30,3%; Т на 14,6%; совместно разрабатываемый  Тл+Бб1 пласт на 26,3%.

     

     Рисунок 7-Распределение месячной добычи по пластам

     Месячная  добыча составляет 4905,9т, из которых 2832т  добычи приходится на Т пласт; 1667,8т  на Тл; 260,4т на Бб1; 40,3т на Бб2; 21,7т  на Мл; 83,7т на совместно разрабатываемый  пласт Тл+Бб1.

     2.2 Характеристика используемого оборудования

     УШГН  включает в себя наземное и подземное  оборудование:

     1 – эксплуатационная колонна;

     2 – всасывающий клапан;

     3 – цилиндр насоса;

     4 – плунжер;

     5 – нагнетательный клапан;

     6 – НКТ;

     7 – насосные штанги;

     8 – крестовина;

     9 – устьевой патрубок;

     10 – обратный клапан для перепуска  газа;

     11 – тройник;

     12 – устьевой сальник;

     13 – устьевой шток;

     14 – канатная подвеска;

     15 – головка балансира;

     16 – балансир;

     17 – стойка;

     18 – балансирный груз;

     19 – шатун;

     20 – кривошипный груз;

     21 – кривошип;

     22 – редуктор;

     23 – ведомый шкив;

     24 – клиноременная передача;

     25 – эл. двигатель;

     26 – ведущий шкив;

     27 – рама;

     28 – блок управления. 
 

     

 

     Рисунок 8- Схема станка- качалки со штанговоглубинным насосом 
 

     Штанговые насосные установки предназначены  для подъема жидкости  из скважины на поверхность.

     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 коэффициента продуктивности скважины подача штанговых насосных установок изменяется от нескольких десятков килограммов до 200 и более в сутки.

     На  Павловском месторождении эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее распространенным способом добычи нефти.

     Глубинная насосная установка состоит из насоса, находящегося в скважине и станка-качалки, установленного на поверхности у  устья скважины.

     Станок-качалка  состоит из следующих основных узлов:  рамы с подставкой под редуктор и  поворотные салазки, стойки, балансира с головкой и противовесами, опоры балансира, траверсы, опоры траверсы, 2-х шатунов, 2-х кривошипов с противовесами, редуктора, тормоза, клиноременной передачи, электродвигателя, подвески устьевого штока с канатом, ограждения кривошипно-шатунного механизма.

     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 штангового насоса 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 коснтрукции, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну специальных штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами.

     Цилиндр насоса укреплен на конце спущенных  в скважину насосно-компрессорных  труб, а плунжер подвешан 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, закачиевается на устье тройником. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, предназначенное для предотвращения 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. Вставной 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, 32 мм. Средняя длина штанги 8 метров.

     Для подвески насосных труб, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также обеспечения отбора газа из затрубного пространства на устье скважины устанавливают специальное оборудование.

     Устьевое  оборудование глубинной скважины состоит из планшайбы 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.

     

     Рисунок3-Насосы скважинные невставной и вставной 
 
 

     2.2 Принцип работы штанговой насосной установки

     Штанговая насосная установка состоит из скважинного  насоса, который спускается в скважину под динамический уровень на насосно-компрессорных  трубах диаметром 38-102мм. и штангах  диаметром 16-25мм. индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят: тройник с сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.

     Плунжерный  насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма  и балансира, преобразуется в  возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса 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 клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

     Описание работы насоса.

     Скважинные  штанговые насосы предназначены  для откачивания из нефтяных скважин  жидкости обводнённостью до 90 %, температурой не более 130⁰С, содержанием сероводорода не более 50 г/л, минерализирующей воды не более 10 г/л.

     Скважинные  насосы представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, с подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами; спускаются в скважину на колонне насосно–компрессорных труб и насосных штанг.

     Скважинные  насосы изготавливаются следующих типов:

     НВ1 – вставные с замком наверху;

     НВ2 – вставные с замком внизу;

     НН  – невставные без ловителя;

     НН1 – невставной с захватным штоком;

     НН2 – невставной с ловителем. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     3. Проектная часть

     3.1 Анализ добывных возможностей по скважинам

     В ходе курсового проекта был произведен анализ добывных возможностей 15 скважин, оборудованных УШГН:

     Для расчета были взяты следующие  скважины: №12;13;14;15;16;17;20;27;31;35;36;38;48;40;336

     1) Определение коэффициента продуктивности  скважин;

            ; 

      коэффициент продуктивности;

      фактическая подача;

      пластовое давление;

      забойное давление.

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     2) Определение максимально допустимого  забойного  давления из условия;

             (если )

             (если )

       максимально допустимое давление;

                  давление насыщения;

       скв. № 12

                    

       скв. № 13  

                 

       скв. № 14 

                 

       скв. № 15

                   

       скв. № 16 

                 

        скв. № 17

                 

       скв. № 20 

                 

       скв. № 27 

                 

       скв. № 31

            

     скв. № 35 

                 

     скв. № 36

                 

     скв. № 38 

                 

     скв. № 48

                 

     скв. № 40

                 

     скв. № 336 

                   

     3) Определение максимально допустимого дебита скважин:

             

      максимально допустимый дебит  скважины;

            коэффициент продуктивности;

            пластовое давление;

              максимально допустимое давление.

       скв. № 12