Анализ эффективности эксплуатации скважин с применением ШСНУ в ЦДНГ №2 НГДУ “Аксаковнефть”

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

 

 

 

 

Кафедра разработки и  эксплуатации  нефтегазовых месторождений

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

 

“ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ  ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ  ШСНУ В ЦДНГ №2 НГДУ “АКСАКОВНЕФТЬ” .

 

 

ПО КУРСУ: “СКВАЖИННАЯ  ДОБЫЧА НЕФТИ ”

 

КЛУШ 111200.000

 

 

 

Группа	ГР-00-01	Оценка	Дата	Подпись
Студент	Латыпов А.И
Консультант	Кабиров М.М
Оценка защиты

 

 

 

 

 

 

 

 

2003

Содержание

 

Введение…………………………………………………………………….……..4

1. Геолого-физические и технологические условия добычи

        нефти рассматриваемом объекте……………………………………….…5

  1.1 Основные эксплуатируемые пласты………………………………….…5

 Физико-химические свойства………………………………………..….9

2. Характеристика фонда скважин ЦДНГ в целом и эксплуатируемым

с применением ШСНУ…………………………………………………………..10

       2.1 Общие сведения по фонду скважин в НГДУ……………………….....10

        2.2 Эксплуатация скважин оборудованных ШСНУ……………………...12

3   Оптимизация работы скважин эксплуатируемых УШГН…………………24

3.1. Цели оптимизации……………………………………………………..24

3.2. Методика НГДП используемая при подборе оборудования

 и установления режима работы  скважин работающих с 

пониженными технико-технологическими показателями……………….25                      

3.2.1. Подбор ШГН по производительности и глубине спуска…….25

3.2.2. Подбор интервала размещения………………………………...27

       3.2.3. Рекомендуемое дополнительное оборудование ШГН………..29

4. Оптимизации работы УШГН на скважинах

Шкаповского месторождения…………………………………………………..31

4.1. Оптимизация работы добывающей установки

 на скважине №253……………………………………………………...…..31

5 Техника безопасности и охрана труда……………………………………......35

5.1 Организация обеспечения безопасности и экологичности

производственных процессов  в НГДУ “Аксаковнефть”…………………..…35

               5.1.2 Защита от токсичных выбросов и опасных излучений……..…36

                5.1.3 Меры по обеспечению электробезоопасности………………..38

6. Охрана природы и недр…………………………………………………..….40

7. Заключение……………………………………………………………..…….45

 8. Перечень сокращений, условных обозначений, терминов ……………….46

  9. Список используемых источников………………………………………….47

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 Одним из наиболее  распространенных механизированных способов эксплуатации скважин является способ с использованием скважинного насоса с приводом, расположенным на поверхности. Свыше 70 % действующего фонда скважин оснащены штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ), причем имеется тенденция к увеличению абсолютного и относительного их числа. С помощью ШСНУ добывается около 80% всей нефти.

Основные параметры, характеризующие  ШСНУ, следующие: подача, определяемая количеством пластовой жидкости, поднимаемой в единицу времени (м³/сут.). Так как пластовая жидкость состоит из смеси нефти, воды, газа, песка, солей и ряда других примесей, то в характеристике ШСНУ обычно указывают подачу всей жидкости и нефти: развиваемое давление, определяемое глубиной подвески скважинного насоса с учетом подпора на его приеме; к.п.д. ШСНУ, надежность установки характеризуется долговечностью, ремонтоспособностью и безотказностью масса установки.

Область применения ШСНУ, как правило, в большинстве случаев соответствует подаче до 30, реже 50 м³/сут. При глубинах подвески 1000-1500м.. В отдельных случаях ШСНУ могут использовать при подвесках  скважинного насоса до 1700м. или же в не глубоких скважинах с дебитом до 6м³/сут..

Широкое распространение  ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением  скважинного насоса объемного типа что обеспечивает:

- возможность отбора  пластовой жидкости при приемлемых  энергетических затратах;

-простоту обслуживания  и ремонта в промысловых условиях;

-малое влияние на  работу установки физико-химических  свойств жидкости.

 

 

1  ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ.

 

1.1 Основные эксплуатируемые  пласты.

   

  Основными объектами  разработки являются горизонты  в терригенной толще девона-пласты  Д1,Д4.

      Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранского подъяруса. Нижняя граница его проводится по кровле аргиллитов, а местами непосредственно по кровле известняков муллинского горизонта, а верхняя-по подошве репера “верхний известняк”.

      Породы-коллекторы  пласта Д1 представлены мономинеральными, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент преимущественно контактовый, участками карбонатный и глинистый. Содержание глинистого цемента обычно не превышает 5…7% и редко доходит  до 15%. Зерна кварца окатанные и полуокатанные, размеры не превышают 0.25-0.3 мм.

       Пласт Д1 делится на три пачки. Нижняя пачка представлена песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Средняя сложена в основном песчаниками. Верхняя пачка представлена аргиллито-алевролитовыми породами. Линзовидные прослои песчаников встречаются в разрезах отдельных скважинах. Песчаники нижней пачки развиты в виде зон и полос юго-восточного простирания, чередующихся с участками их замещения плотными глинистыми алевролитами. Коэффициент распространенности коллекторов оценивается в 0,65, коэффициент расчлененности – 1,1. Песчано-алевролитовые породы нижней пачки отделяются от песчаников средней пачки аргиллитами толщиной 1…3 м. Однако на значительной, занимающей примерно 14% площади этот раздел размыт, и песчаники обеих пачек “сливаются”. Разделение песчаников на пачки в этих случаях проводится условно. Песчаники средней пачки характеризуются значительной толщиной и почти повсеместным распространением. Полное замещение коллекторов отмечается лишь в одной скважине.  Коэффициент расчлененности песчаников равен 1,5. Породы-коллекторы верхней пачки встречаются в виде линзовидных прослоев, суммарно занимающих около 19% площади месторождения. Выделяются два прослоя песчано-алевролитовых пород. Нижний прослой имеет большее распространение, чем верхний.

       Залежи  нефти пласта Д1 связаны с  коллекторами всех трех пачек – нижней, средней и верхней. Водонефтяной контакт залежей средней и нижней пачек фиксируются примерно на одинаковых отметках ввиду гидродинамической связи обеих пачек. Отметки начальной поверхности ВНК изменяются от -1697,8 м до -1704,2 м. Отмечается общий подъем поверхности ВНК в северо-западном направлении. Залежь нижней пачки относится к группе пластовых, сводовых и имеет размеры 9,5 * 52 км при высоте 10…11 м. Чисто нефтяная зона занимает 64% площади залежи.

        Залежь средней пачки пластовая,  сводовая. Размеры ее составляют 22  12 км, высота достигает 20…22 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0,75 до 4 км . Чисто нефтяная зона занимает около 30% всей площади. Залежи верхней пачки пласта Д1приурочены к небольшим линзам глинистых песчаников и алевролитов. Всего выявлены 56 небольших залежей.

       Продуктивный  пласт Д4 включает комплекс  пород живетского яруса от кровли бийских известняков до подошвы аргиллитовой пачки старооскольского  горизонта и подразделяется на две пачки – нижнюю и верхнюю, относящиеся соответственно к воробьевскому и старооскольскому горизонтам. Песчаники пласта Д4 кварцевые, разнозернистые, преимущественно средне- и косослоистые. Зерна преимущественно полуокатанные. Цемент в основном глинистый, реже шамозитовый и сидеритовый.

       Песчаники  нижней пачки характеризуются  полосообразным залеганием (коэффициент распространенности 0,81), слабой расчлененностью  (коэффициент расчлененности 1,1), небольшой толщиной и высокими коллекторскими свойствами на большей части площади.  Залегающие выше песчаников аргиллиты и прослой известняка являются литологическим разделом между песчаниками верхней и нижней пачек. Выявлено 12 участков слияния песчаников верхней и нижней пачек, где этот раздел размыт. На участки слияния приходится 8 % площади месторождения.

       Верхняя  пачка также характеризуется  значительной литологической изменчивостью.  Песчаники не выдержаны как по разрезу, так и по площади и на больших участках переходят в слабопроницаемые глинистые песчаники и непроницаемые глинистые алевролиты. Коэффициент распространенности коллекторов - 0,86, коэффициент расчлененности- 1,7.

       Промышленно  нефтеносны песчаники верхней и нижней пачек. В участках слияния коллекторов пачки гидродинамически связаны друг с другом. Поэтому ВНК в них прослеживается примерно на одинаковых отметках. В большинстве случаев отметки начального ВНК изменяются от -1767 до -1770 м, при среднем значении, равном -1768,5 м. Также, как и по пласту Д1, отмечается общий наклон поверхности ВНК в юго-восточном направлении.

       В  нижней пачке выделяются две  залежи. Основная залежь приурочена к сводовой части складки. Ее размеры равны 10,5 х 5,5 км. Высота залежи достигает 10 м. Чисто нефтяная залежь занимает около 63 % общей площади залежи. Вторая залежь приурочена к локальному поднятию, осложняющему юго-западное крыло Шкаповской складки. Ее размеры составляют 4 х 1,1 км.

       Залежь верхней пачки относится к группе пластовых сводовых и является основной залежью пласта Д4. Размеры ее составляют 22 х 11 км при высоте 25...30 м. Чисто нефтяная зона занимает около 43 % всей площади залежей. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0,5 до 4,5 км (на периклиналях складки). На севере от основной залежи неглубоким прогибом отделяются небольшие залежи, приуроченные к локальным куполам.

Кроме пластов Д1 и  Д4, промышленные залежи нефти установлены в песчаниках бобриковского горизонта, в карбонатах турнейского и фаменского яруса , в песчаниках пласта Д2.

Структурный план по кровле бобриковского  горизонта несколько отличается от поверхности по девонским пластам за счет увеличения числа мелких куполов. Отложения бобриковского горизонта представлены песчано-алевролитовыми и аргиллитовыми породами. Песчано-алевролитовые породы залегают преимущественно в средней и нижней частях разреза. Песчаники имеют прерывистое развитие. Нередко они расчленены на несколько прослоев. Песчаники кварцевые, преимущественно мелкозернистые сцементированные глинистым, карбонатным и глинисто-углистым цементом. В песчаниках бобриковского горизонта установлены 14 залежей нефти. ВНК в них прослеживается на разных отметках от -1266 до -1283 м. Наивысшие отметки - в центральной части, наинизшие - в юго-западной. Залежи различные по размерам. Наиболее значительная залежь приурочена к центральной части месторождения. Ее размеры составляют 7 х 2 км при высоте 10 м. На водонефтяную зону приходится 97 % площади. Остальные залежи сравнительно небольших размеров на большей части площади подстилаются водой.

В отложениях турнейского яруса  установлены две залежи, приуроченные к верхней пачке пористых известняков. Известняки серые, органогенно-обломочные, слабоглинистые, прослоями пористые и трещиноватые. Доля пористых прослоев в разрезе пласта составляет 50 %. Залежи являются массивными.

В отложениях фаменского яруса выявлена одна залежь. Она приурочена к пласту пористо-кавернозных, трещиноватых известняков, залегающих в верхней части верхнефаменского подъяруса. Залежь относится к пластовым, сводовым. Размеры ее составляют 0,6 х 0,25 км.

В пласте Д2 выявлены шесть  небольших залежей. На всей площади они подстилаются подошвенной водой. Отметки ВНК близки: от -1708 до -1711 м. Песчаники пласта Д2 - кварцевые, мелкозернистые, невыдержанные по площади и по разрезу.                                                                                                      

 

            1.2 Физико-химические свойства нефтей

            Данные по плотности, вязкости и газосодержанию нефтей в пластовых условиях, а также содержанию серы, парафина, смол, асфальте-нов по пробам нефти в поверхностных условиях приведены далее. Там же приведены данные по плотности пластовой воды, пересчетный коэффициент, пластовые давления и температуры. По месторождениям отсутствуют данные о компонентном составе нефти и растворенном в ней газе, параметры пластовых вод.

Пластовая нефть: плотность изменяется от 820 (Шкаповское месторождение, пласт  Д4) до 966 кг/м³ (Шкаповское месторождение, пласт СЮ ), вязкость - от 1 (Шкаповское месторождение, пласт Д») до

70 мПа"с (Шкаповское  месторождение, пласт Cib); поверхностная нефть: содержание смол и асфальтенов от 2,34 (Демское месторождение, пласт Д») до 7,29 % (Згурицкое месторождение, пласт ДО, содержание парафинов от 2 (Дмитриевское месторождение, пласт Cit) до 7,1 % (Шкаповское месторождение, пласт Cit), содержание серы от 0,8 (Шкаповское месторождение, пласт ДО до 5,58 % (Демское месторождение, пласт Д»).

Преобладающим типом  нефтей является нефть тяжелая, сернистая, смолистая, парафинистая.

На общем фоне выделяются высоковязкие нефти бобриковского горизонта  на Шкаповском месторождении, вязкость которых является максимальной по всей группе месторождений и составляет 70 мПа'с.

 

 

 

 

 

2 ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА  СКВАЖИН НГДУ В ЦЕЛОМ И ЭКСПЛУАТИРУЕМЫМ  С ПРИМЕНЕНИЕМ ШСНУ.

 

2.1 Общие сведения по фонду скважин в НГДУ

 

Распределение действующего фонда по способам эксплуатации следующие:

1.Электрогпогружными  установками эксплуатируется 280 скважин с дебетом нефти на 1 скважину 6,3 т/сут., жидкости – 157,2 м³/сут.

2.Штанговыми глубинно-насосными  установками эксплуатируется 795 с дебетом нефти на одну  скважину 2,4 т/сут., жидкости – 4,2 м³/сут.

В 1999 году эксплуатационное бурение осуществлялось на 2-х месторождениях: Знаменском, Балкановском.

В течении года введены 10 скважин из бурения, добыто из них 17,8 тыс.тонн нефти.

Характеристика фонда  скважин Знаменского месторождения  приведена в таблице 1.1.7, всего  на площади пробурено 1079 скважины. Фонд нефтяных действующих скважин состоит из 493 добывающих, из которых оборудованы ЭЦН – 44, ШГН – 461.Всего нагнетательных скважин 284, в т.ч. действующих – 203, в бездействии – 10.

Характеристика фонда  скважин на 01.01.2002 Шкаповского месторождения   

 

Таблица 1

№	Наименование	Характеристика фонда  скважин	К – во скважин
1.	Фонд добывающих	Всего	1079
		Действующих	493
		фонтанных	-
		УЭЦН	44
		ШСНУ	461
		УЭДН	5
		Бездействующих	10
		В освоении	-
		В консервации	36
2.	Фонд нагнетательных	Всего	284
		Действующих	203
		Бездействующих	17
		В освоении	-
		Внутриконтурные	64
3.	Специальные скважины	Контрольные и пьезометрические	44
		Водозаборные	86
4.	Ликвидированные и в  ожидании ликвидации		126

 

 Сопоставление проектных  и фактических показателей разработки приведены в таблице

 Таблица 2

Сравнение фактических  и проектных показателей разработки Шкаповского месторождения

№	Показатели	Проект	Факт	+,-
1.	Годовая добыча нефти,т.т.	553,0	562,2	+9,2
2.	Темп падения добычи нефти, %	8,0	5,6	-2,4
3.	Темп отбора: от нач. извл. запасов,%	2,96	3,01	+0,05
	от остаточных извлекаемых  запасов,%	6,6	6,7	+0,1
4.	Годовой отбор жидкости, т.т.	1562,1	1862,9	+300,8
5.	Закачка воды, т.м3	1693,0	1882,0	+189
6.	Обводненность (вес.),%	64,6	69,8	+5,2
7.	Средсуточный дебит , т/сут	3,2	3,3	+0,1

 

2.2 Эксплуатация скважин оборудованных ШСНУ.

 

Не данный момент на месторождениях разрабатываемых НГДУ «Аксаковнефть» большая часть скважин (добывающих) – 843 скважин – эксплуатируются при помощи ШСНУ, с дебитом на 1 скважину нефти – 1,9 т/сут., жидкости – 3,8 м3/сут.

В НГДУ «Аксаковнефть» используются станки качалки как российских, так и зарубежных заводов-производителей. Из станков качалок (СК) зарубежного исполнения наиболее распространены СК следующих заводов-изготовителей:

 - «Vulcan», Bucuresti, Romania.

- «Lufkin Industries», Texas, USA.

Из СК Российского  исполнения в нашем НГДУ наиболее часто используются:

СК8-3-5500;

7СК8-3-4000;

6СК6-3-3500.

 

Таблица 3

         Технические данные российских СК.

Технические характеристики	6СК6-3-3500			7СК8-3-4000			СК8-3-5500
Максимальная нагрузка на устьевом штоке, кН, кгс	60(6000)			80(8000)			80(8000)
Длина хода устьевого  штока, м	1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0
Допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, кН·м (кгс·м)	35(3500)			40(4000)			55(5500)
Число качаний балансира  в мин	3,0-8,5			2,0-8,5			2,0-8,5
Система уравновешивания	кривошипная			кривошипная			кривошипная
Тип редуктора	цилиндрический 3-х ступенчатый			2-х ступенчатый
Передаточное число	51,45			37,18		51,45
Объем масла в картере, л	70-120			60-70		70-120
Масса редуктора (с сухим  картером), кг: стальной картер алюминиевый картер чугунный картер	2710 2240 3500			2160 2400 3500		2710 2400 3500
Привод редуктора	Клиноременная передача
Тип клинового ремня		С(В)-4000-ТХЛ-2	С(В)-4000-ТХЛ-2		С(В)-4000-ТХЛ-2
Количество клиновых ремней, шт.		6	6		6
№ Эл. Двигателя, кВт		15-18,5	22-30		22-30
Подвеска устьевого  штока, тип		ПСШ 15 ТУ26-16-54
Пульт управления		ПУСК01	ПУСК10		ПУСК01
Питание эл. оборудования: напряжение, В частота, Гц		380 50,60	380 50,60		380 50,60
Габаритные размеры  привода, мм: длина              ширина              высота		6925 2250 5355	6925 2278 5355		6925 2250 5355
Продолжение таблицы
Уровень шума привода, дБ		Не более 90
Масса привода, кг		13000	11790		13000
Средняя наработка на отказ, ч		4000
Средний ресурс до первого  КРС, ч		80000	60000		80000
Полный средний срок службы, ч		13000

 

В состав базового привода  СК8-3-5500 входят следующие основные части: рама 19, стойка 3, балансир 1, траверса 14, шатун 6, кривошип 16, подвеска устьевого штока 20, редуктор 15, тормоз 13, ограждение 18, площадка верхняя 2, смотровая площадка 7, противовес 17; остальные части привода являются либо приборами для обслуживания привода, либо крепежными элементами: кронштейн с выключателем 4, упор 5, ведомый шкив 8, электродвигатель 9, ведущий шкив 10, плита поворотная 11, ремень 12, ось 21, стяжка 22, головка балансира 23, пульт управления 24, опора балансира 25, рукоятка тормоза 26.

По особому заказу может поставляться зажим устьевого  штока и приспособление для монтажа и демонтажа кривошипа, съемник для шкивов.

Зажим устьевого штока  используется при ремонтных и  профилактических работах для удержания колонны штанг. Момент затяжки болтов зажима 150-200 Н·м (15-20 кгс·м).

 

Рисунок 1 – Устройство ШСНУ

Подвеска устьевого  штока:

1-траверса верхняя; 2,7-втулки; 3-канат; 4-плашка штока; 5-гайка; 6,11-пружины  плашек; 8-плашка каната; 9-шток устьевой; 10-траверса нижняя.

 

Подвеска устьевого  штока предназначена для передачи усилия от привода на устьевой шток. Для установки в подвеске гидравлического динамографа (без снятия нагрузки) в нее устанавливают два винта, с помощью которых раздвигаются траверсы подвески.

Таблица 4

 

№	S, м	d, мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17	1,2 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,0 2,5 3,0 2,0 2,5 3,0 2,0 2,5 3,0	28 28 32 32 38 38 43 43 55 55 56 68 68 68 93 93 93

 

Нижняя головка шатуна:

1-нижняя головка шатуна; 2-втулка; 3-кривошип; 4,7-шайбы; 5,6-гайки; 8-ось кривошипа.

Нижняя головка шатуна с осью кривошипа, установленной на подшипниках, крепятся болтами к башмаку. Со стороны клиноременной передачи должна быть установлена нижняя головка шатуна с левой резьбой на оси кривошипа, с другой стороны нижняя головка шатуна с правой резьбой на оси кривошипа. Ось вставляется в отверстие кривошипа и через разрезную втулку 2 и шайбу 4 затягивается гайками.

 

 

 Диаграмма области применения  привода (при числе качаний  в минуту 8,5, коэффициенте подачи насоса – 0,75).

 

Рисунок 2 - График определения места установки противовесов на кривошипе и на количество.

 

 

Диаграмма изменения  крутящего момента в правильно уравновешенном приводе приводится далее.

Рисунок 3

Рисунок 4 - Диаграмма изменения крутящего момента в правильно уравновешенном приводе

Для уравновешивания привода, исходя из выбранного режима эксплуатации, необходимо определить требуемое количество и место расположения противовесов на кривошипах.

Находим требуемый уравновешивающий момент Мур:

Мур=Ршт+0,5Рж=S/2(0,53Рmax+0,4Рmin), где

S – длина хода устьевого  штока, м;

Ршт – масса штанг в жидкости, кг;

Рж – масса столба жидкости в НКТ над плунжером  насоса, кг;

Рmax и Рmin – max и min нагрузка в точке подвеса штанг, кгс.

По рассчитанному Мур  по графику определяется количество противовесов и место  их установки  на кривошипах.

Допустим, что Мур=57кН·м, тогда для уравновешивания привода необходимо установить на кривошипе 4 противовеса на отметке L=0,67м, 3 противовеса на отметке L=0,81м или 2 противовеса на отметке L=1,08м.

Из Румынских СК у  нас используются:

ИР9Т-2500-3500М;

ИР12Т-3000-5500М, где

9и12 – нагрузка на  устьевом штоке, т;

Т – конструктивный вариант: редуктор на опорах;

2500 и 3000 – длина  хода устьевого штока, мм;

3500 и 5500 – максимальный  момент на редукторе, кгс·м;

М – роторное уравновешивание.

Также есть варианты: С- комбинированное уравновешивание; В- балансирное уравновешивание.

 

Таблица 5

                      Техническая характеристика.

Технические данные	ИР9Т-2500-3500М	ИР12Т-3000-5500М
Нагрузка на полиров. штоке, кг	9000	12000
Максимальный момент редуктора, кгс·м	3500	5500
Длина ходов, мм:	2500 2000 1500 1200 900	3000 2500 2000 1500 1200
Продолжение таблицы
Число двойных ходов  в мин.	6;15	6;12
Передаточное число  редуктора	1:36,34	1:36,10
Диаметр клиноременного шкива, мм	800	1120
Эффект статического уравновешивания, кг	5950	8055
Количество клиновидных  ремней, шт	6	5
Профиль и длина ремней	С	Д
Емкость картера редуктора, л	150	230
Вес редуктора, кг	2647	4444
Вес станка качалки, кг	12692	18820
Конструктивная неуравновешенность, кг	+240	+232