МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ  ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

по дисциплине: «Скважинная добыча нефти»

КЛУШ 111100.000 
 
 
 
 

     УФА 2004 

     Содержание

Стр.

1 Геолого-физическая  характеристика Волковского месторождения         4

   1.1 Общие сведения о месторождении 4

   1.2 Состояние  разработки 5

2 Анализ фонда скважин 6

3 Эксплуатация скважин установками ШСН 12

4 Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосными установками                                                                                   16

5 Оптимизация работы скважин эксплуатируемых УШГН 22

  5.1 Цели оптимизации 22

  5.2 Подбор ШГН по производительности и глубине спуска 23

6 Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ 26

  6.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока 26

  6.2 Нагрузки, действующие на штанги и трубы 29

7 Выбор ШСНУ и режима ее работы 33

  7.1 Исходные данные 33

  7.2 Определение подачи и параметров работы штангового насоса 34

  7.3 Расчеты 37

  7.4 Выводы 51

8 Литература 53 
 
 

      1 Геолого-физическая характеристика Волковского месторождения 

      1.1 Общие сведения о месторождении 

      Волковское  месторождение расположено в 30 км к северо-западу от г.Уфы  - административного и промышленного центра Башкирской ACСP на землях Дмитриевского совхоза. Земли, в основном пахотные. Площадь месторождения пересекает магистральный нефтепровод Арлан-Чекмагуш-Уфа. До 1932 г. о геологическом строении района имелись лишь общие сведения, т.к. проведенные до указанного года исследования имели только маршрутный характер.

      В 1932-1934 гг. на территории, охватившей большую часть Бирской седловины, были проведены геологические съемки. Последние выявили наличие крупного меридионального поднятия по отложениям нижней перми.

      В дальнейшем, структурно-поисковым бурением было установлено, что в исследуемом районе имеется не одно крупное поднятие меридионального простирания, а целый ряд поднятий небольших размеров, в основном, северо-восточного простирания.

      В 1962 г. на одном из вышеуказанных поднятий, Волковской площади, было начато структурно-поисковое бурение до вскрытия отложений артинского яруса. В результате произведенных работ здесь было выявлено небольшое куполообразное поднятие размером 3,5 км х 4 км.

      В I963 г. на Волковской площади было начато разведочное бурение: в сентябре, в сводовой части поднятия заложили глубокую скважину № 26, давшую фонтанный приток нефти дебитом 58,8 м³/с на 9 мм штуцере из известняков черепетского горизонта турнейского яруса.                                              

      В 1964 г. были пробурены скважины: №№ 37 и 52, соответственно, на расстоянии 2 км и 1,6 км от скв, № 26. Последующие скважины  №№42,43, 44,53 бурились по более густой сетке с расстоянием 500-900 м между скважинами.

      В 1965 г. были пробурены скважины №№ 18,51,55 и начата пробная эксплуатация скважин №№ 26,42, 51 и 55. Начальный дебит СКВ. №№ 26,51, 55 в течение первых 30 дней эксплуатации достигал 24-25 т/с.

      В 1966 г. тематической партией Бирской геолого-поисковой конторы был произведен подсчет запасов нефти и газа Волковского месторождения

      Запасы  нефти были утверждены ГКЗ 25 января 1967 г.

     Разрез  месторождения вскрыт до глубины 2100 м (скв. 52Под) и представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и венд-рифейским комплексом осадков. Отложения палеозойского возраста залегают на размытой поверхности венд-рифейских отложений и перекрыты неогеновыми осадочными образованиями, что является типичным для разрезов платформенной части Башкортостана.

     Современные четвертичные отложения представлены суглинками желтовато-коричневыми, рыхлыми, известковистыми, реже речными песками грубозернистыми, полимиктовыми, неоднородными, неотсортироваными, с обломками гравелита, гравием всевозможных форм и размеров, галечником. Толщина отложений меняется от 0 до 54 м.

     Неогеновые  отложения ложатся на размытую поверхность красноцветной толщи уфимского яруса. Отложения представлены, главным образом, глинами серыми, тёмно-серыми, вязкими, с прослоями песчаника серого, кварцевого, с включениями известняка серого. Реже встречаются прослои галечника. Толщина изменяется от 10 до 124 м.

     Каменноугольная система. Верхний отдел представлен известняками серыми, кристаллическими, местами трещиноватыми, участками окаменелыми, в нижней части с прослоями доломитов серых, кристаллических, участками трещиновато-кавернозными, в кавернах иногда встречаются кристаллы пирита и флюорита, крепкими, местами окремнелыми. Толщина 140 – 320 м.

     Девонская система представлена верхним и  средним отделами. Размытая поверхность  пород рифей-вендского комплекса  перекрывается девонской системой, в одних разрезах отложениями эйфельского, в других – живетского ярусов.  

1.2 Состояние  разработки Волковского месторождения. 

          На месторождении разрабатываются  пять площадей: Волковская, Луговская, Гуровская, Воецкая и Мельниковская.

     За  2004 год в целом по месторождению добыто 35,100 тыс.т. нефти, с начала разработки 2437,672 тыс.т. или 80,5% от начальных извлекаемых запасов, при весовой обводненности 76,9%. Средний дебит одной скважины по нефти 1,7 т/сут. по жидкости 7,2 т/сут. С поддержанием пластового давления разрабатывается залежь турнейского яруса Волковского месторождения и терригенный девон Воецкой площади.

     Из  турнейского яруса Волковского  месторождения за год добыто 22,592 тыс.т. нефти, 72,23 тыс.м^з жидкости в пластовых условиях, закачано 110,802 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой 153,4%, весовая обводненность 68,3%. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     2 Анализ фонда скважин Волковского месторождения. 

     На  Волковском месторождении на 01.01.2004г. пробурено 152 скважины. Характеристика фонда в целом по месторождению и по объектам разработки представлена в таблице 2.1. На 01.01.2004г. из общего фонда скважин 145 пробурены, как добывающие скважины, 7 – нагнетательные.

     Из  добывающего фонда 65 скважин являются действующими, 3 скважины числятся в  бездействующем фонде, 11 – переведены под закачку. К контрольно-пьезометрическому фонду относятся 12 скважин, ликвидирована – 51 скважина.

     Под закачкой находятся 6 действующих нагнетательных скважин, 6 скважин относятся к  бездействующему фонду, ликвидировано  – 4 скважины.

     Из 68 добывающих скважин – 46 турнейского  яруса, 11 числятся в фонде терригенного девона, 11 – в фонде бобриковского  горизонта. Практически 68% фонда эксплуатирует  пласты турнейского яруса. Из 12 нагнетательных скважин – 10 турнейского яруса, 2 числятся в фонде терригенного девона. Нагнетательные скважины (4 скв.) бобриковского горизонта ликвидированы.

     В табл.2.1 приводятся показатели эксплуатации  всего пробуренного фонда скважин Волковского месторождения, текущее состояние скважин на 01.01.2004г., перевод скважин с одного объекта на другой, в ППД и наблюдательно – пьезометрический фонд. Распределение фонда добывающих скважин по дебитам, по обводненности, по  накопленным отборам и по срокам эксплуатации приводится в таблице 2.2.

     Как видно из таблицы, общий фонд добывающих скважин, составляющий 64%, находится в эксплуатации от 15 до 20 лет, 14% фонда - от 20 до 25 лет, 4.4% свыше 30 лет и около 18% - до 15 лет. Около 55 % фонда нагнетательных скважин  эксплуатируется от 10 до 15 лет, 45% фонда - от 15 до 20 лет. 

     Распределение фонда побывавших в эксплуатации скважин по накопленной добыче нефти: - по терригенному девону отобрано до 5 тыс.т по фонду 36% скв., от 5 до 10тыс.т - по фонду 27% скв.,  от 10 до 20тыс.т - по фонду 10% скв. и по остальным скважинам (27%) -  от 20 до 50тыс.т;  - по турнейскому ярусу: до 5тыс.т - по фонду 25% скв., от 10 до 20тыс.т – по фонду 30% скв., от 20 до 50тыс.т - по фонду 26%скв. и от 50 до 100тыс.т - по фонду 11%скв., а по остальным скважинам (8%) - от 100 до 300тыс.т; – по бобриковскому горизонту до 5тыс.т - по фонду 39% скв., от 10 до 20тыс.т - по фонду 28% скв., от 20 до 50тыс.т - по фонду 16% скв. и по остальным скважинам (17%) - от 50 до 300тыс.т.

     Из  всего действующего  добывающего  фонда терригенного девона 82% скважин  оборудованы ШГН, что определяет значение среднего дебита по нефти  – 1.4т/сут, по жидкости – 2.4т/сут. Как видно из табл.2.2, по основному фонду скважин терригенного девона, составляющему 38%, дебиты по нефти до 0.6т/сут, от 0.5 до 1т/сут - по фонду 25% скв., от 1 до 2т/сут - по фонду 25% скв. и по остальным скважинам (12%) - от 2 до 5т/сут. По турнейскому ярусу: 22 % фонда скважин работают с дебитами по нефти до 0.5т/сут, 39% фонда скв. - от 0.5 до 2 т/сут и 31% фонда скважин - от 2 до 5т/сут и остальные скважины (8%) - от 5 до 12т/сут. По бобриковскому горизонту: 60% фонда скважин работают с дебитами нефти до 0.5т/сут, 27% фонда скважин-от 0.5 до 1т/сут и 13% фонда-от 3 до 5т/сут.

     Распределение фонда добывающих скважин по дебитам  жидкости: - по терригенному девону в 59% фонда скважин составляет до 2т/сут, по 41% фонда - от 2 до 8т/сут; - по турнейскому ярусу, по основному фонду, составляющему 41%, дебиты жидкости до 5т/сут, по фонду 37% скв. - от 5 до 12т/сут и по фонду 15% скв. - от 12 до 20т/сут, по остальным скважинам (7%) - от 20 до 180т/сут; - по бобриковскому горизонту: 47% фонда скважин работают с дебитами по жидкости до 2т/сут, 33% фонда скважин - от 2 до 12 т/сут. и остальные скважины–10% - с дебитами от 12 до 20т/сут и 10% - с дебитами от 20 до 180т/сут.

     Распределение фонда добывающих скважин по накопленной  добыче жидкости: - по терригенному девону отобрано до 5тыс.т по фонду 36% скважин, от 5 до 20тыс.т - по фонду 32% скважин, от 20 до 60тыс.т - по фонду 23% скв. и по остальным скважинам (9%) - до 80тыс.т; - по турнейскому ярусу по 39% фонда скважин отобрано до 20тыс. т, по 27% фонда скважин - от 20 до 100тыс. т и по остальным скважинам, составляющим 34% - от 100 до 900тыс. т; - по бобриковскому горизонту отбор жидкости составляет по 28% фонда скважин до 10тыс.т, по 27% фонда скважин - от 10 до 40тыс.т, по 11% фонда скважин - от 40 до 60тыс.т и по остальным скважинам (34%) от 100 до 900тыс.т. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      3 Эксплуатация скважин установками ШСН 

     Преобладающим способом является эксплуатация скважин  установками ШСН. Основным видом  применяемых штанговых насосов  являются насосы диаметром 43 и 56 мм. Глубина подвески штанговых насосов изменяется в небольших пределах и составляет в среднем 1207 м. Большинство скважин, оборудованных штанговыми насосами, дают продукцию с относительно низкой обводненностью. Подбор оборудования скважины и режима его работы производится индивидуально к каждой скважине. Основным требованиям к решению производительности скважинного насоса при возможно минимальных значениях нагрузки на головку балансира станка-качалки. При подборе ШСНУ учитывается геолого-физические условия эксплуатации скважины. Совокупность геологических, тектонических и технологических параметров обуславливает работу установки только в течение определенного времени, поскольку основной узел  - штанговый насос  относится к невосстанавливаемым изделиям.

     Для изучения и оценки влияния многочисленных факторов на работу ШСНУ, в частности, штангового скважинного насоса предложена следующая номенклатура показателей, основные из которых являются:

     1) средняя наработка насоса и вероятность безотказной работы;

     2) начальный и конечный коэффициенты подачи насоса;

     3) средний срок службы насоса до списания;

     4) коэффициент эксплуатации;

     5) межремонтный    период   работы   скважины,   предопределяемый работой установки и насоса.

     На  указанные показатели работы насоса влияют условия их эксплуатации, выбор вида и типоразмеров оборудования, а также параметры откачки жидкости из скважин. Высота подъема жидкости, погружение насоса под динамический уровень, количественный состав откачиваемой смеси, конструкция и состояние ствола скважин составляют условия эксплуатации установки.

     По  высоте подъема смеси из скважин  последние условие условно делятся  на мелкие (до 500 м ), средние ( 500-1500 м ), глубокие ( 1500-2500м ) и сверхглубокие ( 2500 м ), по подаче - на малодебитные ( до 5 м³/сут ), среднедебитные ( менее 100 м³/сут ) и высокодебитные (более 100 м³/сут ).

     На  промыслах принято распределение  скважин по категории, по составу  и свойствам их продукции, а также  по профилю ствола скважины: нормальные и скважины с осложненными условиями.

     К нормальным относятся скважины с  вертикальными (или близкими к вертикали) стволами, с практическим отсутствием  влияния газа на работу насоса, при  наличии в откачиваемой жидкости механических примесей (песок, глина  менее 1,3 г/л) и вязкости добываемой нефти до 30 мПас, обводненность продукции менее 50%, минерализации воды – 10 г/л, незначительные отложения солей и парафина на узлах подземного оборудования.

     В скважинах с осложненными условиями  указанные природные и технико-технологические факторы приводят как к сокращению срока службы оборудования, так и к ухудшению таких показателей, как коэффициент наполнения, коэффициент подачи насоса, утечки жидкости, межремонтный период работы скважин и др. В осложненных условиях характерны следующие неполадки:

     1) преждевременный выход из строя узлов ШСН;

     2) неполнота заполнения ШСН поступающей из скважины продукции;

     3) уменьшение притока жидкости из пласта;

     4) потери хода плунжера при упругих деформациях колонны штанг и труб. 

     Выбор оптимальных типоразмеров и режима ШСНУ производится с учетом приведенных выше факторов. Правильное обоснование глубины погружения насоса под динамический уровень имеет важное значение. В зависимости от того, насколько правильно будет выбрана глубина погружения насоса под динамический уровень, во многом эффективность и надежность работы всей ШСНУ. 
 

     4 Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосными установками 

     При эксплуатации скважин штанговыми насосными  установками часто возникают осложнения. К осложнениям относятся:

1. Большое количество свободного газа, поступающего вместе 
   с нефтью в скважину.
2. Вынос вместе с нефтью песка в скважину.
3. Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах.
4. Искривление ствола скважины.

     Часто возникают осложнения в работе штанговой установки из-за вредного влияния газа на насос, уменьшающего коэффициент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса.

     Увеличение  длины хода плунжера и уменьшение одновременно диаметра глубинного насоса также уменьшает долю объема вредного пространства. В промысловых условиях часто увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так как на этой глубине свободного газа нет. Применяются также газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока и т.д.

     Осложняющим фактором в работе штанговых насосных установок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка.

     При попадании песка в насос нарушается подгонка плунжера, вследствие чего увеличивается  утечка жидкости (нефти) через клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, проходят обрывки штанг, прекращается подача жидкости из скважин и скважина выводится в ремонт. Межремонтный период в таких скважинах очень низкий. Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, приспособлений, устанавливаемых перед приемным патрубком, штангового насоса, которые называют песчаными якорями. Песчаные якоря бывают различных конструкций, но принцип их одинаков.

     Для лучшего выноса песка иногда используют насосные установки с полыми штангами. В качестве полых штанг применяют насосно-компрессорные трубы.

     На  большинстве нефтяных месторождений  России в составе нефти имеется  парафин. При добыче нефти с содержанием  парафина в глубинно-насосных скважинах  возникают осложнения из-за выпадения  парафина на стенках насосно-компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Кроме того, с увеличением парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки, нарушается его уравновешенность, снижается коэффициент подачи насоса. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины.

     Сравнительно  часто из-за значительного отложения  парафина происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры по своевременной очистке насосно-компрессорных труб и штанг от парафина, то создаются серьезные осложнения во время подъема труб при подземном ремонте скважин. Так как в этом случае скважину заглушить невозможно, то при подъеме штанг плунжер срезает парафин со стенок труб и создает за собой сплошную парафиновую пробку, которая вытесняет всю жидкость (нефть) из труб на поверхность, в результате чего загрязняется территория вокруг скважины. Нередко подъем штанг в таких случаях сопровождается выбросом нефти и парафина, возникающим из-за интенсивного выделения газа из нефти по мере ее приближения к устью скважины.

     В некоторых случаях парафиновая  пробка уплотняется настолько, что  подъем колонны штанг становится практически невозможным. Тогда штанги извлекают отдельными секциями, отвинчивая их отдельными секциями, или поднимают вместе с трубами.

     Борьба  с отложениями парафина ведется  различными методами.

     1. Наибольшее применение на нефтяных  промыслах получил метод закачки  нагретой до 100-150 °С нефти в затрубное пространство скважины при обязательной работе глубинного насоса. Нагретая нефть при движении по стволу скважины нагревает насосно-компрессорные трубы, и при создании в скважине температуры выше температуры плавления парафина (температура плавления парафинов от 27° до 70° С) парафин расплавляется и струей жидкости выносится потоком нефти на поверхность. Если эту работу проводить в остановленной скважине, то парафин по мере плавления будет стекать вниз и создаст парафиновую пробку, что может привести к большим осложнениям в скважине.

     Для депарафинизации скважин нагретой нефтью применяют агрегаты (АДП-4-150), в которых на шасси автомобиля смонтирован прямоточный котел, емкость для набора нефти и насос для закачки горячей нефти в скважину. Максимальная температура нагрева нефти при подаче насоса 4 дм³/с составляет 150 °С, максимальное давление 20 МПа.

2. Периодически в межтрубное пространство скважины закачивают острый пар (Г 300°) от паро-передвижной установки (ППУ) производительностью 1 т пара в час при работе насосной установки. Перегретый острый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости выносятся на поверхность в выкидную линию.
3. Закачкой в межтрубное пространство ингибиторов пара-финоотложения.
4. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей парафина (керосин, солярка, нестабильный бензин), которые, попадая через насос в трубы, растворяют и смывают парафин.
5. Механический способ борьбы с отложением парафинав насосных скважинах с использованием металлических, пластинчатых скребков, устанавливаемых (привариваемых) на штангах.  Пластинчатые скребки изготавливают из листовой стали толщиной 2,5-3,0 мм, длиной 150-250 мм и шириной на 2-3 мм меньше соответствующего внутреннего диаметра подъемных насосно-компрессорных труб.

     Расстояние  между скребками на штангах устанавливается  несколько меньше длины ожидаемого хода сальникового штока.