Экономический расчет СШНУ для добычи нефти

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 45^оС в январе и максимальной плюс 36^оС 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

Состав поверхностных  нефтей

Компоненты	Содержание
	Д-I	Д-II
C2H6	0,34	0,58
C3H8	2,60	0,70
С4Н10	1,02	1,38
С5Н12	0,91	0,52
С6Н14+ высшее	13,47	12,81

 

1.4.2 Свойства пластовой воды

Пластовая вода залежей Серафимовской  группы месторождений насыщена растворимыми минеральных солей. Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации колеблются от 756 до 827 мг.экв/л.

Из микроэлементов в  водах обнаружены: J₂, NH₄, К, Fe.

Удельный вес воды колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см³, в среднем удельный вес воды пласта Д₁ равен 1,1847 г/см³, пласта Д_II - 1,1889 г/см³ /2/.

Вязкость девонской  воды в пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см³. По классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

 

 

1.4.3 Свойства и состав газа

Добываемый газ является попутным. Все газы относятся к  категории жирных, содержат достаточное  количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат сероводорода и углекислоты.

Выход газа на Серафимовском  месторождении сравнительно высок  и составляет 8,9 - 9,8 % . Количество азота в девонских пластах сравнительно небольшое 12,9 - 9,9 %. Количество метана изменяется от 33,9 до 34,9 % /2/.

Состав газа приведен в таблице 6.

 

Таблица 6

Состав газа, растворенного  в нефти

Компоненты	Содержание
	Д-I	Д-II
N2	12,86	9,9
CH4	34,9	33,94
C2H6	16,48	18,6
C3H8	22,7	21,8
С4Н10	1,6	2,42
nС5Н12	0,73	1,0
nС6Н14+ высшее	3,22	4,2