Добыча нефти шгн реферат

Обновлено: 30.06.2024

Шелкановское нефтяное месторождение находится на последней стадии разработки. Балансовые запасы нефти в сумме по месторождению составляют 13 866 тыс. тонн, извлекаемые 507 тыс. тонн. Нефти месторождения имеют категорию запасов В и В+С1. На сегодняшний день ШСНУ экономически выгодно применять, т.к. эта установка неприхотлива в обслуживании, проста в изготовлении и ремонте и при эксплуатации ШСНУ… Читать ещё >

проектирование добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов на шелкановском месторождении нефтегазодобывающего управления нгду "чекмагушнефть"

Заключение. Проектирование добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов на Шелкановском месторождении нефтегазодобывающего управления НГДУ "Чекмагушнефть" ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы.

Продуктивные горизонты месторождения залегают на глубинах в интервале 950−1500 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по месторождению составляет 4,2−4,7 на залежи среднего карбона, 5,6 м в бобриковском горизонте и 24,1 в турнейском ярусе. Коэффициент пористости по месторождению меняется в пределах от 9 до 19%, коэффициент проницаемости — от 0,035 до 0,32 мкм 2 . Пластовое давление 10−14 МПа, температура и 22−25 0 С.

С начала разработки добыто нефти 4,837 млн. тонн нефти, что составляет 34,9% от балансовых и 95,4% от извлекаемых запасов месторождения.

Действующий фонд добывающих скважин месторождения составляет 42 скважины, из них ШСНУ — 83%, УЭЦН — 17%. Среднесуточный дебит месторождения по нефти составляет 44 т/сут, по жидкости — 1334,5 т/сут., средний дебит одной скважины в сутки по нефти — 1,04 т/сут, по жидкости — 31,77 т/сут. Фонд нефтяных скважин высокообводненный — 90,5% скважин имеют обводнённость выше 50%.

Обводнённость по месторождению в среднем составляет 96,0%.

Основными причинами, осложняющими эксплуатацию и приводящие к отказам ШСНУ в условиях Шелкановского месторождения являются: обрыв штанг, утечки НКТ, АСПО, износ плунжерной пары, заклинивание плунжера, износ полированного штока, отворот приемного клапана.

Ресурс работы подземного оборудования после капитального ремонта существенно ниже ресурса нового оборудования.

Интенсивность износа плунжерной пара повышается с ростом обводненности продукции, а также попаданием в насос песка.

Значительное число отказов занимают обрывы полированного штока, происходящие по причине использования в качестве штоков обычных штанг.

Причиной износа клапанов являются — засорение продуктами коррозии, песком из пласта, парафином, засорение веществами с поверхности, что связано с некачественным проведением текущего ремонта скважин.

На сегодняшний день ШСНУ экономически выгодно применять, т.к. эта установка неприхотлива в обслуживании, проста в изготовлении и ремонте и при эксплуатации ШСНУ обводненность практически не меняется.

Основное применение на месторождении получили насосы вставного типа НСВ-44, НСВ-32, насосы типа НСН-70.

Важным является вопрос грамотного подбора типоразмера ШСНУ на конкретную скважину, для обеспечения надежного вывода на режим и последующей работы.

Студент: Цыбикин А.А.
Группа: ТМО-13
Проверил: Порожский К.П.

1.Цель технологического процесса и характеристики качества получаемого продукта.

Штанговые насосы-насосы объемного типа, служат для подъема жидкостииз нефтяных скважин.
Нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых. Это природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений.
Подавляющая часть месторождений нефти приурочена к осадочным породам. Цвет нефти обычно чисто-чёрный. Иногдаварьирует в буро-коричневых тонах (от грязно-жёлтого до тёмно-коричневого, почти чёрного), изредка встречается нефть, окрашенная в светлый жёлто-зелёный цвет, и даже бесцветная, а также насыщенно-зелёная нефть. Имеет специфический запах, также варьирующий от лёгкого приятного до тяжёлого и очень неприятного. Цвет и запах нефти в значительной степени обусловлены присутствием азот-, серо- и кислородсодержащихкомпонентов, которые концентрируются в смазочном масле и нефтяном остатке. Большинство углеводородов нефти (кроме ароматических) в чистом виде лишено запаха и цвета[15].
Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах свыше 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальноечисло залежей нефти располагается на глубине 1—3 км.
Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления[30]. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, атемпературой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлой не́фти) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах.
Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35[3] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов).Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях нерастворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии
По способам подъёма современные методы добычи нефти делятся на:
фонтан (выход флюида осуществляется за счёт пластового давления)
газлифт
установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)
ЭВН установка электро-винтового насоса (УЭВН)
ШГН (штанговые насосы)
Другие
Как минимум дветрети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью.

2.Характеристики условий выполнения работ.

Штанговые глубинные насосы применяются при:
обводнённости -до 99.5%,
температуре -до 130ºС,
содержание механических примесей до 1,2 г/л,
содержании сероводорода- до 45 мг/л,
минерализация воды - до 10 г/л
рН – 4…8
Вусловиях эксплуатации скважин с различными осложнениями, например механическими примесями, увеличивается износ плунжерной пары, что ведет к росту утечек. Обводнение вызывает повышение вязкости эмульсии, что сказывается на коэффициенте наполнения и подаче насоса.
Для оценки значений снижения производительности скважин, вызванного утечками, скважины были разбиты на две группы: работающие с полнымзаполнением цилиндра (коэффициент подачи более 0,6; работающие с неполным заполнением цилиндра (коэффициент подачи менее 0,6).

3. Операции технологического процесса, способы, последовательность и параметры режимов их выполнения.

Для подъема нефти штанговыми насосами в скважину опускают трубы, внутри которых находятся цилиндр и всасывающий клапан. В.

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин — от десятков килограмм в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200 — 3400 м.

ШСНУ включает:

а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 1. Схема штанговой насосной установки

Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 , насосно-компрессорных труб 3 , подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6 , сальникового штока 7 , станка качалки 9 , фундамента 10 и тройника 5 . На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1 .

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рисунок 2 — Станок-качалка типа СКД

1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска.

Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока — 7 на рисунке 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Станок‑качалка	Число ходов балансира, мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД3 — 1.5-710	5 ¸ 15	3270	Ц2НШ — 315
СКД4 — 21-1400	5 ¸ 15	6230	Ц2НШ — 355
СКД6 — 25-2800	5 ¸ 14	7620	Ц2НШ — 450
СКД8 — 3.0-4000	5 ¸ 14	11600	НШ —700Б
СКД10 — 3.5-5600	5 ¸ 12	12170	Ц2НШ — 560
СКД12 —3.0-5600	5 ¸ 12	12065	Ц2НШ — 560

В шифре, например, СКД8 — 3.0-4000, указано Д — дезаксиальный; 8 — наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10 -2 кН*м.

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Техническая характеристика
Нагрузка на шток, кН (тс)	60 (6)
Длина хода, м	1.2 ¸2.5
Число двойных ходов в минуту	1 ¸7
Мощность, кВт	18.5
Масса привода, кг	1800

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

В оборудовании устья колонна насосно-компрессорных труб в зависимости от ее конструкции подвешивается в патрубке планшайбы или на корпусной трубной подвеске.

Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2 (рисунок 3.).

Рисунок 3 — Устьевой сальник типа СУС1

1 — ниппель; 2 — накидная гайка; 3 — втулка; 4 — шаровая крышка; 5 — крышка головки; 6 — верхняя втулка; 7 — нажимное кольцо; 8 , 10 — манжеты; 9 — шаровая головка; 11 — опорное кольцо; 12 — нижняя втулка; 13 — кольцо; 14 — гайка; 15 — тройник; 16 — болт откидной; 17 — палец.

Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рисунок 15).

Трубная подвеска, имеющая два уплотнительных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ.

Проекция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески, а сброс давления из затрубного пространства производится через встроенный в корпус трубной подвески перепускной клапан.

Рабочее давление, МПа в устьевом сальнике СУС

при работающем станке-качалке

при остановленном станке-качалке

Условный проход, мм:

Рисунок 4 — Устьевая арматура типа АУШ

1 — отверстие для проведения исследовательских работ; 2 — сальниковое устройство; 3 — трубная подвеска; 4 — устьевой патрубок; 5 , 8 и 9 — угловые вентили; 6 — отборник проб; 7 — быстросборная муфта; 10 — перепускной патрубок; 11 — уплотнительное кольцо.

ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рисунок 16). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные — 1000 - 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 5 — Насосная штанга

Шифр штанг — ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей — сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рисунок 6) — для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП — для соединения штанг разного диаметра.

Рисунок 6 — Соединительная муфта

а — исполнение I; б — исполнение II

Для соединения штанг применяются муфты — МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

ШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99 %, температурой не более 130 °С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 7).

Рисунок 7 — Типы скважинных штанговых насосов

НВ1 — вставные с заулком наверху;

НВ2 — вставные с замком внизу;

НН — невставные без ловителя;

НН1 — невставные с захватным штоком;

НН2 — невставные с ловителем.

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

Б — с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С — с составным (втулочным) цилиндром.

Т — с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А — со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 — одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 — двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

У — с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе.

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные.

в) по стойкости к среде:

без обозначения — стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1.3 г/л — нормальные;

И — стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1.3 г/л — абразивостойкие.

где 1440 - число минут в сутках;

— диаметр плунжера наружный;

— длина хода плунжера;

— число двойных качаний в минуту.

Фактическая подача всегда .

Отношение , называется коэффициентом подачи, тогда , где изменяется от 0 до 1.

В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть . Работа насоса считается нормальной, если .

Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами , где коэффициенты:

— деформации штанг и труб;

— усадки жидкости;

— степени наполнения насоса жидкостью;

— утечки жидкости.

Где , где — длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); — длина хода устьевого штока (задается при проектировании).

где — деформация общая; — деформация штанг; — деформация труб.

где — объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

где — газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).

Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить .

где — расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); — величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.

Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.

Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы:

где — начальный коэффициент подачи нового (отремонтированного) насоса; — полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина — износ плунжерной пары, то означает полный, возможный срок службы насоса); — показатель степени параболы, обычно равный двум; — фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса. Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А.Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода

где — продолжительность ремонта скважины; — стоимость предупредительного ремонта; — затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая .

Подставив вместо , определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом .

Если текущий коэффициент подачи станет равным оптимальному (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.

Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит:

Анализ показывает, что при допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15 ¸ 20 %, а при очень больших значениях она приближается к 50 %.81850Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока.

Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.

Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.

Пример готового реферата по предмету: Нефтегазовое дело

Содержание

1 Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение 4

1.1 Основные узлы ШСНУ 7

1.2 Работа насосов в осложненных условиях 13

2 Расчет глубины спуска насоса и выбор типа насоса. 17

2.1 Техника безопасности при штанговой эксплуатации скважин………………………….17

Список использованных источников 22

Выдержка из текста

Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения.

Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН).

70. действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается около

В настоящее время ШГНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30…40 м жидкости в сутки, реже до 50 м при средних глубинах подвески 1000…1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м /сут. В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.

Широкое распространение ШГНУ обусловливают следующие факторы: простота ее конструкции,простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях, удобство регулировки, возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации, малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости, высокий КПД, возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Осуществление способа производится с помощью установки. Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями. К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий манифольд.

В данной работа предназначена для рассмотрения особенности работы УШГН и выбора становки для опреленных условий. осный

Список использованной литературы

Список использованных источников

1. Архипов К.И., Попов В.И. Справочник по станкам-качалкам. Альметьевск, 2000 г.

2. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. Москва: Машиностроение, 1976г.

3. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое обслуживание. Справочник. Москва: Недра, 1990г.

4. Байков Н.М., Колесников Б.В. Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти, Москва, Недра, 1975г.

5. Валовский В.М., Авраменко А.Н., Аристов Б.В., Фадеев В.Г. Руководство по эксплуатации скважин установками электропогружных центробежных насосов в ОАО "Татнефть". ТатНИПИнефть, 2001г.

6. Молчанов А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. Москва: Недра, 1990г.

7. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. Москва: Недра, 1984г.

8. Беззубов А. В. Насосы для добычи нефти. Справочник рабочего. Москва: Недра, 1986г.

Читайте также: