Проектування режимних параметрів роботи свердловини
Зм.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Аркуш
КП.ТВН.НГ-404.09129.13-00.00.
Виконав
Терещенко Р. Ю.
Пояснювальна
записка
Літера
Аркушів
45
ПолтНТУ ім. Юрія Кондратюка
Перев.
Мельніков О. Л.
Н. контр.
Затверд.
2012 р.
Зм.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
КП.ТВН.НГ-404.09129.13-00.00.
Міністерство освіти і науки, молоді та спорту України
Полтавський національних технічний університет
імені Юрія Кондратюка
Факультет нафти і газу
Кафедра видобування нафти і газу та геотехніки
Курсовий проект
з дисципліни
„Технологія видобутку нафти”
на тему: «Проектування режимних параметрів роботи свердловини»
КП.ТВН.НГ-404.09129.13-00.00.
Виконав студент
Терещенко Р. Ю.
№ залікової книжки 09129
Група 404-НГ
Керівник роботи
Мельніков О. Л.
Полтава 2012 р.
Зміст
Вступ…………………………………………………………………
1. Загальні
відомості про родовище……………………
1.1. Відомості про нафтоносність і водоносність покладу………………….12
2. Застосоване
обладнання……………………………………………………
3. Проектування
режимних параметрів роботи
3.1. Розрахунок технологічних параметрів…………………………………26
3.2. Гідравліко-технологічні
3.3. Механіко технологічні розрахунки
штангової насосної установки………………………………………………………
Висновок…………………………………………………………
4.1.
Техніка безпеки при
4.2.
Протипожежні заходи……………………………
5. Таблиці,
які потрібні для виконання
курсового проекту…………………………………
Використана
література……………………………………………………
Вступ
Курсове проектування з
дисципліни технологія видобутку нафти
проводиться на завершальній стадії
навчального процесу і сприяє
закріпленню теоретичних і
Нафтога́зова промисло́вість Украї́ни виникла на базі нафтового промислу України (видобуток і переробка нафтової ропи, асфальту, озокериту та інших бітумних мінералів), який існував від найдавніших часів аж до початків і зародження великої нафтово-озокеритної, а згодом і газової, видобувної та переробної промисловість як у краю, так і у Європі починаючи з 1853 р. Нафтова промисловість відіграє значущу роль в економіці країни, адже вона забезпечує більшість галузей народного господарства необхідною сировиною, продуктами нафтопереробки. Нафта була і залишається стратегічною сировиною і одним з найважливіших факторів економічної незалежності будь-якої держави.
На території України
існує три нафтогазових регіони:Карпатський,Дніпро-
Україна має 13 підземних сховищ газу з об’ємом 43 млрд.куб.м. Протягом останніх років галузь стабілізувала виробництво і забеспечила видобування нафти на рівні 4,2 млн. тон і газу на рівні 18 млрд. куб. м
У курсовому проекті розглянуто тему "Аналіз добувних можливостей свердловин обладнаних УШГН".У роботі впроваджуються дослідження свердловин,які знаходяться на Долинському родовищі.
ДОЛИНСЬКЕ НАФТОВЕ РОДОВИЩЕ--розташоване в Івано-Франківській області. Спосіб експлуатації — фонтанний і насосний. Площа понад 30 км2. Глибина залягання нафтоносних верств - 1600-3000 м., потужність - до 100-120 м. Густина нафти 840-846 кг/м3, малосірчиста. Експлуатується з 1956 р.
У курсовому проекті описано геологічну характеристику Долинського родовища,продуктивних пластів; вивчені форми залягання і склад порід нафтонасичення пластів. Проведено аналіз добувних можливостей і технологічних режимів роботи свердловини,зроблено розрахунки по вибору устаткування,інструкції і рекомендації з експлуатації свердловини. Відображено роботу штангової свердловинної насосної установки і техніка безпеки при її експлуатації.
- Загальні відомості про родовищ
е
Долинське нафтогазове родовище розташоване на території Долинського району Івано-Франківської області
Обласний центр м. Івано-Франківськ, який являється досить крупним і культурним центром України , знаходиться в 70 км від родовища і зв’язаний з м. Долина залізницею і автомагістраллю. Такий же зв’язок району встановлений з містами Стрий і Львів. Сільські населені пункти зв’язані між собою переважно ґрунтовими дорогами з гравійним покриттям
.
Рис. 1.1 – Вигляд місцевості
Основними населеними пунктами району є міста Долина і Болехів, села Яворів, Тяпче, Княжолука, Гошів та інші .
Клімат району помірно-континентальний з підвищеною вологістю. Середньорічна температура коливається від +5 С до +7 С, максимальна середньомісячна температура рівна +19.5 С , мінімальна – ( - 9.4 С ). Річна кількість опадів досягає 600 – 900 мм. Вітри помірні , переважно північно-західного напрямку .
Промислова база району представлена нафтовидобувною й деревообробною промисловістю. В м. Долина розташовані нафтовидобувне управління і управління бурових робіт, які обслуговують Долинське родовище .
Нафтогазовидобувне управління (НГВУ) "Долинанафтогаз" розробляє десять нафтових родовищ, розташованих в межах Долинського і Рожнятівського районів Івано-Франківської області. За обсягом видобутку нафти і газу посідає четверте місце серед шести споріднених підприємств ВАТ "Укрнафта". В 1999 р. видобуто 310 тис. тонн нафти і 80 млн. кубометрів газу, реалізовано товарної продукції на суму 104 млн. грн., отримано прибутку 49 млн. грн., балансова вартість основних фондів на 1.01.1999 р. становила 512,0 млн.грн.
Долинське нафтове родовище — належить до Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Передкарпатської нафтогазоносної області Західного нафтогазоносного регіону України
Розріз Західного
В будові Долинської складки приймають участь флішеві утворення верхньої крейди (відходи стрийської свити), ямненьської свити палеоцена, манявської,вигодської і бистрицької свити еоцена, а також менілітової свити олігоцената, моласові відклади міоцену(поляницька і воротищенська світи). Весь цей комплекс перекривається поменицькою і ворокинценською свитами.
Рис. 1.2 – Зіставлення контурів покладу
Відклади стрийської світи представлені ритмічним чергуванням аргілітів, алевролітів, пісковиків і значно рідше – вапняків. Вони складають ядро складки і розкрита товщина їх змінюється від 140 м 2377 м.
У розрізі ямненської світи виділяються яремчанський строкатий горизонт, виражений тонкоритмічним чергуванням зелено-сірих, вишнево-червоних і темно-коричневих аргілітів з тонкими прошарками пісковиків, алевролітів та вапняків і товща масивних ямненських пісковиків, складена масивними жовтуватими та світло-сірими пісковиками, розділеними прошарками аргілітів і лінзами гравелітів та конгломератів. Товщина яремчанського горизонту досягає 40 м, а світи в цілому – 60 - 150 м.
Манявські відклади представлені нижньою барвистою аргілітовою пачкою, піщано-аргілітовою, аргілітовою, верхньою піщано-аргілітовою і верхньою барвистою аргілітовою пачками. Аргілітові пачки складені, як правило, аргілітами з рідкими прошарками алевролітів і пісковиків. У розрізі піщано-аргілітових горизонтів спостерігається тонке чергування пісковиків, алевролітів та аргілітів. Загальна товщина манявських відкладів змінюється від 220 до 550 м.
Вигодська світа виражена жовтуватими або бурувато-сірими масивними пісковиками середньо- і дрібнозернистими, іноді з прошарками та лінзами грубозернистих пісковиків, гравелітів і конгломератів. Товщина її складає 80-170 м. На основі детальної кореляції в розрізі вигодської світи виділяється три пачки
Бистрицька світа представлена двома фаціями: попельською, яка залягає безпосередньо на вигодських відкладах, і бистрицькою. Перша з них характеризується чергуванням пластів аргілітів, алевролітів і пісковиків. Друга, як правило, виражена глинистими породами товщиною від 6 до 22 м.
У покрівлі бистрицької світи залягає так званий шешорський горизонт, який представлений чергуванням світло-сірих і зеленувато-сірих вапняків, доломітів, мергелів і аргілітів, рідше – пісковиків. Товщина горизонту 5 - 10 м , а бистрицької світи в цілому – 90 - 120 м.
Менілітова світа на родовищі розділяється на три підсвіти: нижньо-, середньо- і верхньоменілітову.
У підошві нижньоменілітової
світи залягає роговиковий
Середньоменілітова підсвіта розділяється на два горизонти: перших зеленувато-сірих аргілітів і піщано-аргілітовий горизонт високого опору. Перший з них, що залягає у підошві підсвіти, представлений аргілітами з незначними за товщиною прошарками алевролітів і пісковиків, а другий – чергуванням пісковиків (часто дуже щільних), алевролітів, аргілітів, зрідка мергелів і конгломератів. Товщина підсвіти – 70 –150 м.
Верхньоменілітові відклади неузгоджено перекривають середньоменілітові.
У розрізі їх виділяється
три горизонти: верхніх роговиків,
туфітовий і піщано-
прошарками аргілітів і пісковиків. На окремих ділянках він розмитий, але в інших місцях товщина його досягає 50 м. Туфітовий горизонт складений в основному туфітами, які чергуються з прошарками аргілітів, алевролітів і пісковиків. А піщано-аргілітовий горизонт представлений аргілітами з прошарками пісковиків і алевролітів. Товщина підсвіти змінюється від 53 м у свердловині 27 до 225 м у свердловині 56.
Неогенові відклади на родовищі залягають на розмитій поверхні менілітових відкладів і представлені поляницькою, воротищенською та стебницькою світами. Розріз поляницької світи виражений ритмічним чергуванням аргілітів, алевролітів і рідше пісковиків. Товщина його змінюється в дуже широких межах – від 400 до 1800 м.
Відклади воротищенської світи розділяються на три підсвіти, з яких нижньоворотищенська складена глинами з рідкими прошарками пісковиків і алевролітів та лінз конгломератів, середньоворотищенська – різнозернистими пісковиками з прослоями мікроконгломератів і брекчированих глин, а воротищенська – засолоненими глинами з прошарками пісковиків, прожилками і вкрапленнями волокнистого гіпсу та солі. Товщина воротищенської світи 1000 - 1500 м.
Відклади стебницької світи поширені у північно-східній частині родовища і представлені глинами з прошарками слюдистих алевролітів і пісковиків. Товщина їх досягає 400 - 600 м.
Четвертинні відклади товщиною 20 – 35 м виражені на площі суглинками з тонкими прошарками галечникового і щебенистого матеріалів.
Долинське нафтове родовище знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. По утвореннях палеоцену Долинська складка є антикліналлю з похилим південно-західним крилом і крутим, значною мірою зрізаним насувом, північно-східним. Складка має загальнокарпатське простягання. Склепінна частина її широка,відносно похила. На північному сході і південному заході структура обмежена насувами з амплітудою 0,5-1,5 км, через які контактує із сусідніми антикліналями — Вигодською і Північно-Долинською. Район родовища характеризується покривним стилем тектоніки. Південно-східна перекліналь складки опущена по одному з найбільших за амплітудою (700-800 м) у Бориславсько-Покутській зоні Тур’янського розлому, утворююючи Південно-Долинський блок,фронт якого зміщується на 900м до південного заходу. Піднята частина (Долинський блок)поперечними,а місцями і повздовжніми скидами меншої (25-100м) амплітуди розбита на ряд дрібних блоків. Розміри складки 11,0х2,9 м, висота 1200 м.
Рис. 1.3 – Геологічний розріз
Долинське нафтове родовище приурочене до Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Предкарпатського розгину,який займае проміжне положення між Південно-Західним схилом Східно-Європейської платформи і Карпатської складчастої області.
У тектонічному відношенні
родовище знаходиться в першому
ярусі складок центральної
Долинська структура являє
собою антетричну брахіантиклінальну
складку з досить широким склепінням.
Крутим і зрізаним північно-східним і
більш пологими південно-західними крилами.
Кути падіння порід південно-західного
крила в склепінній частині складають
5-15, збільшуючись в південно-західному
напрямку до 25-40.Південно-східне крило
в склепінній частині має кути падіння
порід 30-50, а потім воно стає крутим,вертикальним,
Долинської складки на Північно-Долинську. По довжині шпазка простежується на 10 км і поділяється на Болехівський,Долинський та Південно-Долинський блоки.
У межах Долинського блоку, де зосереджені основні запаси нафти і газу родовища, виділяється шість ділянок (1-V1), границями яких є поперечні тектонічні порушення з амплітудою 40 – 60 м. Із них I, IV, V і VI ділянки поздовжніми порушеннями розділені ще на дві або три частини. Проте в більшості згадані тектонічні порушення не є екрануючими, особливо в еоценових відкладах, де глинисті прошарки між пластами – колекторами характеризуються незначною товщиною.
Болехівський блок поперечним тектонічним порушенням з амплітудою 175 м розділений на дві ділянки, кожна з яких поділена поздовжнім порушенням також на дві частини. При цьому як поперечне, так і поздовжні порушення в межах Болехівського блоку є, найбільш ймовірно, екрануючими.
Південно-Долинський блок обмежений на північному-заході Турянським порушенням, а на південному сході - Оболонським. Розміри блоку по покрівлі верхньоменілітових відкладів 2,5х2 км.
В проміжковій розробці Долинського родовища знаходяться шість покладів (зверху в вниз):менілітовий, бистрицький, манявський та ямненський, які об’єднані в три об’єкти розробки-менілітовий, вигодсько-бистрицький і манявсько-ямненський.
В районі Долинського родовища виділяють з північного-заходу на південний-схід такі опущення:
1.Таняво-Болехівське;
2.Долинське;
3.Оболонське,які відділяють одне від одного пектантними порушеннями.
Таняво-Болехівське порушення обмежене на північний захід Стрийським порушенням,а на південний схід-Свіченим.В центральній частині-Сукільським,яке ділило його на Танявський і Болехівський блоки.На південний схід від Свіченого знаходиться Долинське підняття. Будова Долинського блоку ускладнена п’ятьма поперечними порушеннями,а також трьома невеликими продольними порушеннями.
1.1 Відомості про
За прийнятою в УкрДГРІ схемою нафтогазогеологічне районування Західного регіону має такий вигляд: Балтійськопереддобрудзька нафтогазоносна провінція: Волино-Подільська нафтогазоносна область (Волинський нафтогазоносний район (НГР), Подільський перспективний район (ПР), Бузький газоносний район (ГР), Нестеровський перспективній район); Карпатська нафтогазоносна провінція: Предкарпатська нафтогазоносна область (Більче-Волинський нафтогазовий район, Бориславсько-Покутський нафтогазоносний район), Карпатська нафтогазоносна область (Скибовий нафтогазоносний район, Кросненський перспективний район),Закарпатська газоносна область (Мукачівський газоносний район, Солотвинський газоносний район).
Процес нафтонагромадження в надрах зумовлюється сукупністю сприятливих геологічних факторів і перш за все особливостями тектоніки місцевості, літологофаціальним складом відкладів та гідрогеологічними умовами району. При генетичному районуванні нафтогазоносних територій перевагу слід віддавати структурно-тектонічному фактору.
Нафтоносна територія Бориславсько-Покутської зони дає підставу розглядати цю геотектонічну одиницю, як окрему нафтогазоносну область, яка характеризується єдністю геологічної будови та геологічної історії розвитку, схожістю регіональних умов літогенезу включаючи умови нафтогазоутворення і умови нафтогазонагромадження.
Основним нафтогазоносним комплексом є палеоген. По його горизонту розподіл покладів нерівномірний:найменше їх в утвореннях палеоцену,найбільше -олігоцену. Останні містять промислові скупчення майже у всіх родовищах Бориславсько-Покутської зони. Тут скупчення вуглеводнів пов’язано з асиметричними,нерідко лежачими антикліналями.
Нафтоносним є розріз від
Воротищенської світи еоцену до манявської
міоцену включно,але промислові поклади
наявні лише в утвореннях менілітової,бистрицької,
Скупчення нафти в розрізі менілітової світи містяться в пластах пісковиків та алевролітів. Вся товща ділиться на три горизонти:перший - верхньоменілітова, другий - середньоменілітова і третій - нижньоменілітова підсвіта. В кожному з них виділяють від 4-6 до 15-20 пластів пісковиків товщиною 0,5-8 м. Піскуватість зростає з глибиною. Якщо середня ефективна товщина першого горизонту 12 м,то другого—38 м,а третього—93 м. Відповідно змінюються і початкові дебіти свердловин:з першого горизонту 5,5-30,з другого—35-70, третього — до 450 т/добу. Відсутність водоносних горизонтів серед нафтових дала можливість експлуатувати поклади менілітової світи спільним фільтром довжиною від 100 до 600 м як об’єкт розробки.
Другий об’єкт розробки об’єднує поклади бистрицької та вигодської світ. В першій зустрічається від 2 до 7 піщаних пластів,у другій—11-20 пластів,які містять основну частину запасів родовища.
Утворення манявської світи є третім об’єктом розробки,що охоплює до 8 піщаних пластів.
Поклади родовища мають спільний водо-нафтовий контакт і за типом відносяться до масивно-пластових склепінних тектонічно екранованих. Природній режим їх пружний та розчиненого газу.
Промислова розробка менілітового покладу здійснюється з 1956р., вигодсько-бистрицького — з 1959р., а манявського — з 1961р.
Кожний поклад розбурювався самостійною сіткою свердловин,але деякі з них розробляли два поклади одночасно. Всього на родовищі пробурено 356 свердловин,з яких 31 ліквідована після буріння. В експлуатації знаходилося 289 свердловин, ліквідовано після неї 9.Максимальна кількість діючих видобувних свердловин—190 (1991 і 1993 рр.). Пластовий тиск підтримувався протягом всього періоду заводнення(закачування води) 129 свердловинами,з яких 26 уже ліквідовано. Максимальна кількість діючих нагнітальних свердловин—74 (1987-1989 рр.) . Найбільша щільність сітки свердловин—8,2 га на свердловину, поточна, при наявному фонді,-- 9,2 га на св..
Менілітовий поклад розробляється 86 свердловинами, 60 з яких мають дебіти нафти менші 1 т/добу (в середньому 0,2 т/добу ). Основний видобуток (64% ) у 1993р. отримано з 23 свердловин дебіт яких змінюється від 1 до 6 т/добу. Більший дебіт (8-9 т/добу) мали лише три свердловини.
Свердловини експлуатуються переважно глибинно-насосним способом. Видобуток нафти складає 99,4%(середній дебіт нафти—1,2,рідини—6,6 т/добу)
Закачування води в менілітовий поклад здійснюється через 32 свердловини і забезпечує компенсацію поточного відбору в пластових умовах на 119,1 %. Середня приймальність нагнітальних свердловин—23,7 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск складає 22,0 МПа.
Видобуток нафти з Вигодсько-Бистрицького покладу здійснюється 93 свердловинами,9 з яких характеризуються дебітом меншим 1 т/добу,58—від 1 до 5,13—від 5 до 10, 10—від 10 до 20 і лише у трьох свердловинах він більший 20 т/добу.
Свердловини експлуатуються фонтанним і насосно-глибинним (84) способами. Видобуток з перших становить 8,9%(середній дебіт нафти—5,2 т/добу,рідини—77,5 т/добу), з других—91,1% (середній дебіт нафти—9,0 т/добу,рідини—88,2 т/добу).
Закачування води здійснюється через 31 св. Середня приймальність нагнітальних свердловин 211,4 куб.м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск 25,8 МПа.
Видобуток нафти на Манявському покладі здійснюється 24 свердловинами,12 з яких характеризуються дебітами меншими 1 т/добу,
Фонд видобувних свердловин експлуатується переважно глибинно-насосним способом,лише три св. — фонтанним. Із останніх одна свердловина характеризується дебітом нафти 18,1 т/добу,рідини—32,4,а дебіт двох інших не перевищує 0,3 т/добу нафти і 38—рідини.Видобуток нафти із насосних свердловин становить 62,7%.Середній дебіт нафти 1,6 т/добу,рідини—14,2.
Закачування рідини в Манявський поклад здійснюється через 12 св.,середня приймальність яких 39,3 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа.
Поточний пластовий тиск у покладі 24,7 МПа.
Отже,поклади родовища масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них — пластовий, літологічно обмежений. Колектори — пісковики і алевроліти. Тип колектора порово-тріщинний ( Пористість 7,8-12,3%, проникність 0,1-110 мД. ).В Бориславсько-Покутському НГР в структурах першого ярусу тиски близькі до гідростатичних або більші за них. Глибина залягання покрівлі покладу 1600 м, Глибина залягання нафтоносних верств — 1600-3000 м., потужність пластів — до 100-120 м. Висота Покладу 1401 м. Початковий пластовий тиск 30,4 МПа, температура 54-82 °С. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти — 38320 тис. т; розчиненого газу — 12963 млн. м³. Густина дегазованої нафти 769-844 кг/м³. Вміст сірки у нафті 0,17-0,32 мас.%, парафіну 8,3-11,5%, смол 6 -19%. Спосіб експлуатації — фонтанний і насосний. Для підтримки пластового тиску використовується законтурне заводнення.
- Застосоване обладнання
Насосний спосіб експлуатації свердловин передбачає використання штангових свердловинних насосів.
Штангові насосні установки (ШНУ) призначені для підйому рідини із свердловини на поверхню.
На частку штангового насосного способу експлуатації в нашій країні припадає біля 70% діючого фонду свердловин, які забезпечують до 30% загального об'єму видобутку нафти.
Залежно від глибини залягання продуктивного пласта і коефіцієнта продуктивності свердловин подача штангових насосних установок змінюється від декількох десятків кілограмів до 200 т і більше за добу. На окремих свердловинах глибина підвіски насоса сягає 3000 м.
Схема і принцип роботи штангового насосного устаткування. Обладнання насосних свердловин
СШНУ (рис. 2.1) складається із свердловинного насоса, який спускається в свердловину під динамічний рівень рідини на НКТ діаметром 38 – 102 мм і штангах діаметром 16 – 25 мм, індивідуального приводу, що складається із верстата-гойдалки та електродвигуна, і гирлового обладнання, до складу якого входять трійник із сальником та планшайба. Верхня штанга називається полірованим штоком, пропускається через сальник і з'єднується із головкою балансира верстата-гойдалки за допомогою канатної підвіски і траверси.
Плунжерний насос приводиться в дію від верстата-гойдалки, де обертальний рух, що отримується від двигуна за допомогою редуктора, кривошипно-шатунного механізму і балансира, перетворюється у зворотно-поступальний рух, котрий передається плунжеру штангового насоса через колону штанг 3.
При ході плунжера вгору (рис. 2.1 б) під ним знижується тиск і рідина із між трубного простору через відкритий усмоктувальний клапан надходить у циліндр насоса. При ході плунжера вниз усмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається, і рідина із циліндра переходить у підйомні труби. При безперервній роботі насоса рівень рідини в НКТ підвищується, рідина доходить до гирла свердловини і через трійник переливається у викидну лінію.
На підприємствах по
видобутку нафти працюють редукторні
станки-качалки конструкції
Усі верстати мають
закриті двоступінчасті
Редуктори обладнані двохколодочними
гальмами для можливості зупинки
балансира в будь-якому
Передача руху від двигуна до редуктора здійснюється за допомогою клиноподібними ременів. Вони водонепроникні, можуть працювати без захисту від атмосферних опадів, безпечні в пожежному відношенні.
Балансири мають відкидну чи поворотну на 180º навколо вертикальної осі головку, що забезпечує вільне проходження талевої системи при ремонтах свердловин і безпеку ведення робіт.На всіх верстатах застосована канатна підвіска, що полегшує регулювання довжини штока при посадці плунжера в циліндрі насоса.
Усі станки-качалки нормального ряду конструктивно однотипні.
Балансир − однобалкова конструкція двотаврового перетину з профільного чи прокату зварена.
Для проведення ремонтних
робіт у свердловині в станках-
Для фіксації поворотної голівки балансира в робочому положенні в шайбі головки передбачений паз, у котрий входить клин засувки. Корпус засувки з канатом, підведеним до рукоятки, прикріплений до тіла балансира болтами. Для звільнення голівки клин за допомогою рукоятки відтягується назад.
