Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения (стр. 1 из 8)
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 45оС в январе и максимальной плюс 36оС 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
| Параметры | Пределы измерений | Среднее значение |
| Пористость, % | 6 - 22 | 15,7 |
| Проницаемость, мкм2 | 0,126 | |
| Водонасыщенность, % | 20 |
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 оС.
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 Н2S.
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
| Показатели | Горизонты | |
| Д-I | Д-II | |
| Давление насыщения, МПа | 9,22 | 9,00 |
| Удельный объем при Рнас | 1,0082 | 1,0087 |
| Коэффициент сжимаемости | 9,83 | 10,2 |
| Плотность, г/см | 0,788 | 0,779 |
| Вязкость , мПа с | 2,43 | 1,78 |
| Объемный коэффициент | 1,15 | 1,16 |
| Газосодержание, м3/м3 | 52,0 | 51,8 |
Таблица 3
Состав пластовой нефти
| Компоненты | Содержание | |
| Д-I | Д-II | |
| N2 | 4,46 | 3,91 |
| CH4 | 13,29 | 12,39 |
| C2H6 | 5,3 | 7,01 |
| C3H8 | 8,85 | 9,62 |
| С4Н10 | 1,34 | 1,73 |
| С5Н12 | 1,09 | 0,71 |
| С6Н14+ высшее | 9,4 | 8,08 |
Таблица 4
Свойства поверхностных нефтей
| Показатели | Горизонты | |
| Д-I | Д-II | |
| Удельный вес, гр/см3 | 0,853 | 0,848 |
| Кинематическая вязкость, мм2/с | 15 | 15 |
| Парафина, % | 4,46 | 4,88 |
| Асфальтенов, % | 8,9 | 8,4 |
| Селикогенов, % | 8,0 | 10,9 |
| Серы, % | 1,5 | 1,13 |
Таблица 5