Главная > Курсовой проект

1

Смотреть полностью

Курсовое проектирование по ЭНГМ |

Цели и задачи курсового проектирования

Курсовое проектирование по предмету "Эксплуатация неф­тяных и газовых скважин" для студентов специальности 0906 "Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" проводится после окончания основного объема теоретического курса, сдачи эк­замена и прохождения производственной практики. Курсовое про­ектирование является одной из первых самостоятельных работ сту­дентов по профилирующей дисциплине и имеет целью дать студен­там навыки применения полученных при изучении специального курса знаний для решения конкретной практической задачи и одно­временно подготовить его к решению более сложной комплексной задачи - выполнению дипломного проекта. Курсовое проектирова­ние позволяет углублять и обобщать знания, полученные студентом в период изучения теоретического курса, практических и лабора­торных знаний, а также в процессе самостоятельной работы на про­изводстве. Работа над курсовым проектом развивает у студента на­выки самостоятельной работы на производстве. Работа над курсо­вым проектом развивает у студента навыки самостоятельного твор­чества, приучает к проведению простейших исследований, воспи­тывает чувство ответственности за полученные результаты. В ка­честве исходных данных для составления курсового проекта сту­дент пользуется фактическими геологическими и техническими данными или НГДУ, знакомится со справочной и периодической технической литературой, современными Достижениями в техни­ке и технологии добычи нефти и газа, существующими ГОСТами, каталогами, техническими инструкциями и т. д. Курсовое проек­тирование развивает у студента навыки производства. Курсовое проектирование развивает у студента навыки производства техни­ческих расчётов, составления различных технико-технологических схем и графиков, составления расчётно-пояснительной записки.

Объём и содержание задания

Курсовой проект должен состоять из расчётно-пояснительной записки (включая введение) и графической части. Расчетно-пояснительная записка, объёмом не менее 25 стандарт­ных листов писчей бумаги, должна содержать геологическое и тех­нико-технологическое обоснование процесса, метода, оборудова­ния. Расчетно-пояснительная записка объёмом не менее 25 стан-

2 Билалова Г.М.

дартных листов писчей бумаги, исходя из конкретных геологиче ских условий месторождения или соответствующих контрольных цифр (по нефте-газо сбору), должна содержать Обоснование Шпро оптированного процесса, метода и выбранного оборудования и т.д., а также решение всех основных предусмотренных заданием, технико-технологических вопросов и экономической целесообраз­ности принимаемых решений.

Примечание: Экономические вопросы, решение которых связано или вытекает из данного процесса, указываются с курсо­вым проектом по предмету "Экономика и управление предприяти­ем", составленным курсовым проектом по "Эксплуатации нефтяных и газовых месторождений".

Решение поставленных проектом задач и обоснование при­нятого решения должны отражать наилучший вариант из возмож­ных с точки зрения экономичности, надёжности работы, безопасно­сти и удобства эксплуатации.

Графическая часть должна содержать не менее двух листов первого формата (А1) технических чертежей, схем и графиков, в зависимости от специфики задания, из них один лист технического чертежа.

Выполняемая в курсовом проекте графика должна вытекать непосредственно из конечных результатов принятых решений.

Нельзя допускать представления графики, не соответст­вующей теме задания.

В задании формулируется название темы проекта, приме­няемого к условиям определённого НПДУ, и оно должно быть вполне реальным, указываются содержание разделов проекта, ха­рактер и количество чертежей, а также даётся перечень основной литературы.

Задание оформляется на специальном бланке но установ ленной форме (см. приложение _№1), подписывается руководите лем проекта и председателем предметной (цикловой) комиссии. При составлении задания руководитель проекта должен в I ом раз деле перечислить основные вопросы, определяющие содержание курсового проекта, в том числе вопросы техники безопасное I и и противопожарных мероприятий. При этом чтобы не ущемлял, лич ную инициативу студента, не следует давать в задании излишнюю детализацию вопросов. Во втором разделе задания должны быть указаны названия чертежей, схем, трафиков, которые необходимо студенту представить вместе с расчетно-пояснитсльной запиской К третьем разделе задания должен быть дан перечень основной шпг ратуры, В этом разделе не следует перечислять всю (иногда очень многочисленную) литературу и общеизвестные студентом учсот>

Курсовое проектирование по ЭНГМ 3

кн. Необходимо указывать только ту литературу, которая позволяет наиболее полно разрешить и глубоко ответить вопросы задания. Студенты при составлении расчетно-пояснительной записки долж­ны обязательно указать использованную литературу. В перечне ис­пользованной литературы надо писать фамилию и инициалы автора, полное название книги, журнала, издательства и года издания.

Тематика курсового проектирования

Задания для курсового проектирования выдаются студентам из числа утвержденных (цикловой) комиссией типовых заданий, а в некоторых случаях могут составляться и утверждаться индивиду­альные задания применительно к особым условиям производства и технического прогресса. Вместе с тем тематика курсового проекти­рования должна быть комплексной. Комплексность предусматрива­ет последовательное решение ряда взаимно связанных вопросов: При этом один из основных вопросов темы проекта по указанию руководителя должен быть разработан подробно на основе общего решения задачи. Курсовые задания в известной мере должны быть индивидуализированы, соответствовать уровню подготовки, инте­ресам и способностям студентов. Объем задания должен соответст­вовать отведенному на выполнение проекта времени. Отдельные наиболее ходовые типовые задания могут выдаваться одновременно нескольким студентам, но они должны быть привязаны к различ­ным производственным объектам, и иметь различные исходные данные.

Более сложные задания должны выдаваться наиболее силь­ными студентами.

Все темы курсовых проектов должны быть привязаны к от­дельным производственным объектам, что повышает реальность проекта и облегчает студентам возможность сбора полноценных материалов для проектирования.

Во всех темах, в которых объектом проектирования являет­ся типовая скважина, а также в темах, в которых должны быть за­проектированы мероприятия, направленные на улучшение работы группы скважин определенного пласта, эксплуатационный пласт должен приниматься с согласованием с руководителем проекта.

Темы курсовых проектов, работа над которыми требует больше практических знаний, техники лоймчи нефти и газа.

4 Билалова Г.М.

Организация и руководство курсовым проектом

Задания по курсовому проектированию должны выдаваться студентами 3 курса перед выездом на производственную работу по добычи нефти и газа.

Для решения поставленных в задании вопросов студенту за время работы необходимо обязательно собрать полноценный фак­тический промысловый материал. Руководитель проектов проводит беседу со студентами перед выездом их на производственную рабо­ту по вопросам содержания длительной работы и сбора материала к составлению курсового проекта.

По курсовому проектированию руководитель разъясняет студенту смысл, содержание, порядок выполнения и оформления проекта, рекомендует необходимую литературу, дает методические указания по ее использованию и по сбору материала для проекта. При этом руководитель должен обратить внимание студента на не­обходимость критического анализа собранного материала с точки зрения ее доброкачественности и пригодности для выполнения кур­сового проекта, а также на необходимую степень подготовленности студентов для выполнения полученного задания.

При выдаче задания на курсовое проектирование руководи­тель должен учесть специфику того района, в который студент на­правляется на произволетвенную практику.

В противном случае выданное задание целиком или частич­но может оказаться не реальным, что потребует необходимости из­менения темы задания в процессе производственной работы и будет неизбежно связано с потерей времени для студента. В отдельных случаях, когда специфика района, в который направляется студент, заранее неизвестна, тема и развертка вопросов курсового проекта уточняется на месте руководителем производственной работы от предприятия и утверждается предметной комиссией. Студент до выезда на работу должен позаботиться о приобретении основной рекомендованной литературы с тем, чтобы с первых же дней после приезда к месту работы приступить к изучению литературы, на слу­чай отсутствия ее в библиотеке НГДУ. В библиотеке НГДУ надо выявить наличие местной литературы и материалов, которые следу­ет использовать для выполнения курсового задания. По прибытии на место и после оформления на работу студент должен получить от главного инженера НГДУ указания по вопросу выбора и уточне­ния объекта для проектирования и по сбору необходимых данных.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 5

Основными отделами НГДУ, в которых может быть получен необ­ходимый материал, являются геологический, производственно-технический и плановый отделы. С первых же дней студент, наряду с выполнением программы производственной работы, должен при­ступить к детальному ознакомлению на месте с технологией, тех­никой и спецификой выполнения работ, относящихся к курсовому проекту. При проектировании должны быть широко использованы местные промысловые материалы, технические инструкции совре­менные достижения новаторов производства, периодическая техни­ческая литература. По окончании производственной работы и воз­вращении в техникум студент на основе промыслового материала выполняет курсовой проект в течение календарного времени, пре­дусмотренного учебным графиком, получая консультации у руко­водителя проекта.

Консультации должны способствовать развитию макси­мальной самостоятельности решений в работе студента, не давать готовых решений, а только общие направления, и помочь ему найти правильный путь к решению вопроса, стремиться к развитию у сту­дента творческих навыков при выполнении курсового проекта.

Примечание:

  1. Если руководство производственной работой студентов совпадает с руководством курсового проектирования по данной учебной группе, то консультации могут даваться преподавателем при выезде на место работы студента.

  2. Если студент работает на промысле, близко расположен­ном к техникуму консультации по курсовому проекту может поле­чить у руководителя в период производственной работы. Защита курсовых проектов производится в сроки, предусмотренные про­граммой. Защита курсового проекта может также производиться на предприятии в присутствии преподавателя техникума - руководи­теля проекта.

Проекты, выполненные не в соответствии с заданием или в которых неудовлетворительно разрешены поставленные вопросы, возвращаются исполнителю для переделки исправлений или допол­нений.

Рекомендуется следующий общий порядок выполнения кур-­
сового проекта: подбор из полученных фактических промысловых
материалов, необходимых исходных данных, изучение и их анализ
изучение рекомендуемой литературы с конспектированием отдель­-
ных вопросов, которые могут быть использованы при выполнении
проекта: выполнение расчетно-пояснительной части проекта в по-

следовательности, указанной в зад? л; оформление расчетной по­яснительной части и выполнение графической части проекта.

6 Билалова Г.М.

Указания по оформлению проекта

а) Оформление расчетно-пояснительной записки Вопросы задания курсового проекта разрешаются и излага­ются в расчетно-пояснительной записке в том порядке, в каком они даны в задании.

Расчетно-пояснительная записка выполняется чернилами или шариковой авторучкой на стандартных листах бумаги форма-та297*210 мм, написана на одной стороне.

В тексте записки нельзя сокращать слова, кроме общепри­нятых.

При использовании в расчетах справочных данных материа­лов ГОСТа надо обязательно делать точные ссылки на источники, из которых они заимствованы. Ссылка на литературные источники должна делаться путем указания в скобках порядкового номера ука­занной в списке литературы. Все расчетные формулы должны да­ваться сначала в буквенном виде с пояснением значений всех вхо­дящих в формулу букв и точным указанием их размерности. Затем вместо букв в том же порядке следует подставлять численные зна­чения, приведенные к соответствующей размерности, но без ее ука­зания. Размерность дается в результирующих числах. Все вы­числения, как правило, с округлением результатов до второго знака после запятой. Пояснительная записка - там, где это необходимо для ясности должна иллюстрироваться по тексту аккуратно выпол­ненными схемами, эскизами, чертежами, диаграммами и фотогра­фиями. Указанная графика, поясняющая выполненные расчеты и описания конструкций и технологических процессов, должна да­ваться в записке и в тех случаях, когда она имеется в графической части проекта.

Эскизы, схемы, чертежи и диаграммы в записке выполняют­ся карандашом (в отдельных случаях на фото) и наклеиваются на чистый лист стандартной бумаги, или вшиваются в проект отдель­ным листом, снабжаются порядковыми номерами и пофигурными подписями.

Если размеры этих материалов превышают размер стан­дартных листов записки, их можно выполнять на отдельных листах бумаги любого формата и помещать в конце записки в сложенном виде по формату текста, в качестве приложения.

б) Оформление графической части

Графическая часть оформляется согласно указаниям по оформлению курсовых и дипломных проектов в соответствии с го­сударственными стандартами "Единой системы конструкторской

Курсовое проектирование по ЭНГМ

документ.ац-й*7БСКД)''-'(см! Приложение 1,2 по оформлению КП

Защита курсовых проектов

Защита курсовых проектов является особой формой провер­ки качества и самостоятельности их выполнения. Защита курсового проекта имеет целью приучать студентов к всестороннему обосно­ванию принятых им решений и к получению навыков публичного выступления. Защита проектов производится с участием руководи­теля проекта, одного-двух преподавателей спец дисциплины, назна­чаемых предметной (цикловой) комиссией и в присутствии всех желающих студентов. Во время защиты студенты ставятся в из­вестность путем предварительного вывешивания объявления.

Защита курсового проекта состоит в кратком докладе (про­должительностью 10-15 минут) студента и в ответах на заданные ему вопросы. Назвав тему своего курсового проекта, студент в докладе сообщает, какая была поставлена перед ним задача, дает обоснование принятого метода решения и приводит полученные конечные результаты.

Вопросы выдаются только руководителям" проекта и при­сутствующим от предметной комиссии преподавателями.

В отдельных случаях присутствующие студенты с разреше­ния принимающих защиту могут также задавать вопросы. Защи­щающий курсовой проект студент должен быть подготовлен к отве­там на все вопросы по существу выполненного проекта.

Курсовой проект, с учетом качества его выполнения и выяв­ленной на защите глубины понимания, оценивается дифференциро­ванной отметкой по четырех бальной системе ("пять", "четыре", "три", "два")

Оценка курсового проекта записывается руководителем в зачетную книжку. Положительная оценка записывается также руководителем проекта в зачетную книжку студента.

Студент, не представивший в установленный срок курсово­го проекта или не защитивший его по неуважительной причине, считается имеющим академическую задолжность. Наиболее инте­ресные, актуальные и хорошо заполненные проекты рекомендуются предметной комиссией для докладов на студенческих научно-технических конференциях, а также могут передаваться на произ­водство для использования.

Выполненные проекты после их защиты сдаются в архив, где они хранятся в течение 3-х мес после зашиты дипломного проекта, после чего вес курсовые проекты, не представляющие интересов, описываются по акту.

8______________________________________________________________________________________

Пример. Освоение нагнетательной сктжин.. .
разработкой вопроса увеличения приемист ", ™?И?*-
Ромашкинской площади НГДУ "ЛН" Южно-

Объем курсового проекта

Введение

2. Исходные данные

2.1 Орогидрография

  1. Тектоника

  2. Стратиграфия

  3. Коллекторские свойства продуктивно, о горизонта

  4. Физико-химические свойства нефти газа и пластовой воды.

  1. Режим залежи

  2. Конструкция скважин

3. Технологический раздел

3.1 Краткая технико-эксплуатационная характеристика нагнетательных скважин.

Выбор типовой проектной скважины.
3.2 Требования, предъявляемые к конструкции нагнетательных скважин и вскрытию ими пласта..

3.3 Сравнительная оценка существующих способов освоения

нагнетательных скважин и выбора способа.

3.4 Определение нагнетательной способности при равных
депрессиях и обоснование необходимости ее увеличения.

  1. Технологический процесс проведения принятого метода увеличения поглотительной способности скважины и определения расчетных параметров.

  2. Расчет процесса солянокислотной обработки призабойной зоны скважин или гидравлического разрыва пласта.

  3. Исследование скавжины после увеличения и установления режима ее работы.

3.9 Выводы и предложения
4. Охрана труда и противопожарная защита
4. Охрана труда и техника безопасности при освоении нагнетательных скважин.

4.2 Противопожарная защита.

5. Охрана недр и окружающей среды.

Курсовое проектирование по ЭНГМ__________________________9_

5.1 Мероприятия по охране недр окружающей среды и ос­воения скважин.

6. Графический раздел

  1. Схема расположения оборудования при осуществлении принятого метода и защиты курсовых проектов обсуждаются на заседании предметной комиссии

  2. Чертеж оборудования, применяемого при освоении

Методические указания

Во введении необходимо указать краткую историю развития нефтяной и газовой промышленности Татарстана, успехи, достиг­нутые нефтяниками НГДУ, роль нефти и газа как сырья для хими­ческой промышленности и топлива, их место в топливном балансе и значение рассматриваемых вопросов

В разделе исходные данные должны быть даны: описание орогидрографии, тектоники, стратиграфии с описанием состава по­род, коллекторские свойства (пористость, проницаемость, нефтена-сыщенность пород) пластовое давление, физико-химические свой­ства пластовых жидкостей и газов, режим работы залежи, конст­рукция типовой нагнетательной скважины. В технологическом раз­деле необходимо привести краткую технико-эксплутационную ха­рактеристику действующих нагнетательных скважин, которая дает­ся в сводной таблице по следующим основным данным:

№ п/п

№ скважин

Глубина скважин, м

Эксплутационный пласт

Диаметр эксплутационной колонны, мм

Эффективная мощность пласта, м

интервал перфораций, м

Диаметр отверстий, мм

Способ перфорации

Кол-во отверстий на 1 п.м. Эффективная мощность пласта.

Род рабочего агента (вода, нефть, воздух)

Коэффициент приемистости м^3/сут.ат. Мпа

Пластовое давление, Мпа

Давление нагнетания, МПа

В качестве типовой проектной нагнетательной скважины
следует принять наиболее характерною скважину с точки зрения
состояния, условий и трудности ее значения. Этот вопрос решается

на приведенных в таблице техн'1 -эксплутационных данных по

10 Билалова Г.М.

нагнетательным скважинам при одновременном использовании всех остальных материалов, характеризующих эти скважины, как-то: паспорта скважин, данные исследования и т.д.

Так как приемистость нагнетательной скважины зависит в значительной степени от характера вскрытия пласта и освоения скважин, то необходимо установить, в какой степени эти факторы влияют на приемистость типовой скважины. В сравнительной оцен­ке существующих способов освоения нагнетательных скважин надо дать краткую характеристику этих способов с точки зрения условий их применения, техники Выбор наиболее эффективного способа освоения проектной скважины должен быть сделан на основе ука­занной выше оценки существующих способов и с учетом геолого-технических особенностей данной скважины. Детальной разработке необходимо подвергнуть вопрос увеличения поглотительной спо­собности скважины путем искусственного воздействия на приза-бойную зону пласта (ТРП, кислотная обработка, гидропескоструй­ная перфорация и др.) Этот специальный вопрос определяет основ­ное содержание проекта и включает детальной обоснование приня­того метода описание технологического процесса его проведения, выполнение основных расчетов и выбора необходимого оборудова­ния, связанных с осуществлением метода. В расчетной части проек­та привести расчет процесса солянокислотной обработке при забой­ной зоны скважины или гидравлического разрыва пласта. Для оп­ределения величины приемистости проектной скважины необходи­мо ее исследовать на поглощение при различных перепадах давле­ния как до, так и после проведения мероприятий по увеличению приемистости скважины.

Во время исследования скважины надо фиксировать коли­чество закачиваемого (поглощаемого) рабочего агента и создавае­мое при этом давлении и на основе этих данных установить зависи­мость расхода от давления и перепада давления (Р : Рзаб. - Рпл.). Необходимо также выяснить изменение

приемистости во времени. В конечном результате исследо­вания нагнетательной скважины должен быть установлен

рациональный режим работы скважины, обеспечивающий необходимую ее приемистость и требуемое для этого давление. Обобщить эффективность применяемых методов освоения и при­меняемого метода увеличения поглотительной способности кон­кретной рассматриваемой скважины, а затем предложить наиболее современные прогрессивные технологии, применяемые в настоящее время в НГДУ с экономическим обоснованием. Мероприятия по охране труда, технике безопасности и противопожарные при освое­нии скважин должны включить все основные направленные на пре-

Курсовое проектирование по ЭНГМ_____________________11__

дупреждение возможного травматизма и устранение противопо­жарной безопасности.

Вопросы по охране недр и окружающей среды должны ох­ватывать все мероприятия, направленные по оздоровлению эколо­гии при данных работах

Графическую часть проекта следует представить в объеме 2 листов формата АI. Чертежи выполняются в карандаше с

соблюдением ГОСТ ЕСКД. На 1 листе следует представить схему расположения оборудования при осуществлении принятого метода увеличения поглотительной способности скважины, а на 2-■ чертеж оборудования, применяемого при освоении.

При расчетах следует пользоваться размерностями физиче­ских величин в Международной системе единиц (СИ)

Литература:

  1. А.И. Акульшин "Эксплуатация нефтяных и газовых сква­жин" М., "Недра" 1989.

  2. Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсу­пов "Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяно­го месторождения, в 2 т. М, ВНИИОЭНГ, 1995

  3. Лапшин В.И. ППД. М., "Недра", 1986

  4. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. "Недра", 1974.

  5. Пособие по освоению механизированных скважин после подземного и капитального ремонта. Альметьевск. 2001

Курсовое проектирование по ЭНГМ 13


12 Билалова Г.М.

Приложение 1

Памятка к оформлению пояснительной записки курсовых и дипломных проектов

Пояснительная записка составляется при выполнении кур­совых и дипломных проектов текстовым документом и выполняется в соответствии с требованиями ЕСКД (ГОСТ 2.105-79)

Текст выполняется черной тушью, чернилами или пастой черного, синего или фиолетового цвета.

Схемы, таблицы и рисунки выполняются черной тушью, простым карандашом или черной пастой.

Расстояние от рамки до границ текста не менее 5мм в начале строк и не менее Змм в конце.

Абзацы начинаются отступом 15-17 мм. Каждый лист имеет рамку формата А 4 (297x210 мм) Титульный лист заполняется чертежным шрифтом № 7 Содержание записки делится на разделы и подразделы, имеющие порядковые номера, обозначенные арабскими цифрами с точками, шрифтом 7 мм.

Задания заполняются от руки (бланк задания!)

где КП. 0906. (Ж 00. 000. ПЗ

1 2 3 4 5 6

1 - курсовое проектирование (КП) или дипломное проекти - ­
рование (ДП)

  1. - шифр специальности

  2. - номер варианта

  3. - нумерация сборочной единицы

  4. - нумерации детали

  5. - пояснительная записка

Листов № - количество листов раздела

Последующие листы разделов-имеют основную надпись:

Сквозная нумерация проставляется сверху листа арабскими цифрами шрифтом 3,5мм и в середине листа, начиная с содержания (страница 3). У титульного листа (1 страница) и задания на КП (2 страница) нумерация не проставляется.

Название разделов, подразделов, пунктов, подпунктов, пи­шутся чертежным шрифтом карандашом, черной тушью или черной

пастой.

Содержание:

Литература, специфика­ция и приложения в содержание : не включаются.

Разделы: введение, при­ложение, литература номеров не имеют, нумерация начинает­ся с раздела исходных данных '-я номером 2.

Заголовки раздела запи­сываются прописными буквами шрифтом 7.

Заголовки разделов.

Пунктов. Подпунктов записы­ваются шрифтом 7, первая бук­ва прописная, остальные строч­ные.

Ссылка в тексте дается в -круглых скобках. Пример: (2, стр. 220), где 2 - порядковый


14_______________________________________________________________________

. номер литературы по списку; или (рис. 4), (Таблице 2), (при­ложение 1).

Все формулы нумеру­ются арабскими цифрами, ну­мерация сквозная и дается в круглых скобках, с правой сто­роны листа: пример: (3).

7 екст может включать в себя таблицу и рисунки, кото­рые оформляются следующим образом:

1) таблицы имеют сквозную нумерацию п0 всей ГТЗ

2) если в '13 только одна Таб­
лица, то номер ей не присваива­
ется и слово "Таблица" не пи­
шется.

3) рисунки располагаются по
ходу текста посередине, с над­
писью под рисунком.

теоатл/пы рпя™


Список использованной литературы составляется по алфа­виту букв фамилии автора в следующей последовательности: по­рядковой номер. Автор - фамилия и инициалы, полное название к^иги (без ковычек), город издания (Москва и Санкт-Петербург Указываются сокращенно М. И С-П.), издательство, год издания. •

Например:

I Акульшин А.И., Бойко В.С, Зарубин Ю.А., Дорошенко

0. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М ■ Недра
1989.

2. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти -М: Недра, 1974г.

Порядок комплектования пояснительной записки:

1. Титульный лист

  1. Задание на проект

  2. Содержание

  3. Введение

  4. Текст пояснительной записки

  5. Приложение

7. Спецификации
§, Литература

Приложение 2

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РФ. ЛЕНИНОГОРСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ

Специальность и № группы

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Тема:

Студент:

Консультанты:

г. Лениногорск 200 _г.

16 _ Билалова Г.М.

Приложение 3

Рассмотрено и одобрено "УТВПРЖДАЮ"

на заседании ЦК зам. директора по УР

от "_ " 200 г.

"_._" _ _ 200 г.

Закрепить темы курсовых проектов по дисциплине "Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений "

в группе ЭКС-1-99

1. Анализ режимов работы скважин, оборудованных ШСН в услови­ях НГДУ "Прикамнефть"

  1. Селективные методы изоляции притока пластовых вод в скважину в условиях НГДУ "ЛН"

  2. Повышение производительности добывающих скважин на приме­ре соля но кислотной обработки

  3. Исследование скважин, оборудованных ШСН в условиях НГДУ "ЛН"

  4. Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта в услови­ях НГДУ "ЛН"

  5. Анализ работы скважин, оборудованных ШСН.

Приложение 4 МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ Р.Ф. ЛЕНИНОГОРСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ

Для курсового проектирования

Студенту курса группы

Фамилия, имя. отчество

Лениногорского нефтяного техникума

Тема проекта

В курсовом проекте должны быть разработаны и изложены:

  1. Введение

  2. Исходные данные

Курсовое проектирование по ЭНГМ 17

  1. Технико-технологический раздел

  2. Охрана, труда и противопожарная защита

  3. Охрана недр и окружающей среды

  4. Графический раздел

Дата выдачи: " " 200_г.

Срок окончания: " __" 200 г.

Преподаватель:

16 БилаловаГ.М.

ВВЕДЕНИЕ

Демкинское нефтяное месторождение открыто в 1962 г. скважиной 86, которая вскрыла нефтеносные пласты в турнейском ярусе, бобриковском и тульском горизонтах, башкирско-серпуховских отложениях, верейском и каширском горизонтах.

Пересчет запасов нефти был произведен в 1998 г. Количест­во балансовых запасов нефти составило 32332 тыс.т, извлекаемых -6217 тыс.т с коэффициентом нефтеизвлечения - 0,192.

В 1997 г. был составлен проект пробной эксплуатации Дем-кинского нефтяного месторождения, в котором планировалось про­ведение продолжительной эксплуатации существующих разведоч­ных скважин. Однако, из-за финансовых трудностей, прежде всего из-за резкого падения цены на нефть на мировом рынке в 1998г., предусмотренный комплекс работ выполняется со значительным отставанием от графика.

В 1996-1997 г.г. проведены детализационные сейсморазве-дочные работы. В результате были детально изучены структурные планы, уточнены контуры нефтеносности залежей, границы визей-ских врезов, выявлено и подготовлено три новых локальных подня­тия. На Эреминском, Восточно-Алинском и Алинском поднятиях в 1999 г. пробурены поисково-разведочные скважины и оперативно подсчитаны запасы нефти.

В 1999 г. проводилось восстановление двух ранее ликвиди­рованных скважин с целью повторного опробования и опытной эксплуатации согласно планов, согласованных Приволжским окру­гом Госгортехнадзора России.

Основной целью работы является проведение дальнейшей пробной эксплуатации залежей нефти для получения более надеж­ной и достоверной геолого-промысловой информации о коллектор-ских свойствах пластов и насыщающих их жидкостей, обоснования режима работы залежей, выделения эксплуатационных объектов и оценки перспектив развития добычи нефти путем ввода в работу отдельных разведочных и бурения опережающих добывающих и нагнетательных скважин.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 17

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1 Орогидрография

Месторождение расположено в Аксубаевском и Октябрь­ском районах Татарстана.

В 75км к северу от северного его контура находится крупная пристань на реке Каме г. Чистополь, а в 25км к югу от южного кон­тура — железнодорожная станция Нурлат Куйбышевской железной дороги. С северо-востока на юго-запад восточнее месторождения проходит шоссейная дорога г. Чистополь - ст. Нурлат.

Электроэнергообеспечение района местрождения хорошее, за счет сравнительной близости Нижнекамской и Куйбышевской ГЭС и Заинской ГРЭС.

Условия водоснабжения территории месторождения благо­приятные: с северо-востока на юго-запад протекает река Малая Сульча с притоком р. Киреметь. Для питьевых целей используются подземные воды пермских отложений.

Наличие месторождений строительного сырья (известняка, песчаника, гравия, глины, песка и др.) вполне обеспечивают нужды строительства.

20 Билалова Г.М.

Рис1. Схема расположения месторождений на восточном борту мелекесской впадины.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 21

2.2 Тектоника

Демкинское месторождение в региональном структурном плане расположено на северо-востоке восточного бортового склона Мелекесской впадины и объединяет целый ряд локальных поднятия (структуры III порядка), которые осложняют Вишнево-Полянекую структурную террасу (структура II порядка). Современные пред­ставления о её тектонике основывается на данных редкой сети глу­боких скважин и геофизических исследований.

По поверхности кристаллического фундамента в пределах месторождения прослеживается моноклинальный склон, равномер­но погружающийся с северо-востока на юго-запад. Современный структурный план рельефа кристаллического фундамента в общих чертах находит отображение и плановое соответствие структурных форм и в осадочном чехле. По всем маркирующим поверхностям осадочного чехла в исследуемом районе отмечается ступенчатое погружение в юго-западном направлении.

Структурный план по кровле терригенной толщи девона полностью наследует структурный план кристаллического фунда­мента.

Особенности структурно-тектонического строения рассмат­
риваемой территории в верхнефранско-фаменское время во многом
определяются развитием внутриформационного Усть-

Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы (ККСП), при­ведшим к довольно резкой дифференциации осадконакопления в прогибе и образованию структурно-фациальных зон.

По отложениям карбонатного девона месторождение распо­лагается во внешней восточной бортовой зоне Усть-Черемшанского прогиба ККСП. Характерной чертой для бортовых зон ККСП явля­ется широкое развитие в позднефранско-фаменское время карбо­натных массивов, представляющих собой био-гермные сооружения, которые являются основанием структур в нижнем; среднем Карбоне и нижней перми. Рифогенные поднятия группируются в параллель­ные структурные зоны северо-западного простирания, на месте ко­торых по девонским отложениям и поверхности фундамента выри­совываются весьма расплывчатые террасовидные ступени и моно­клинали. Эти валообразные структуры формировались при ведущей роли седиментационного фактора. В последующее время произош­ло захоронение рифов и значительно позже в процессе диагенеза осадков произошло формирование надрифовых структур, поскольку сами рифы являются жёстким несжимаемым ядром, поверхность перекрывающих их отложений расположена гипсометрически вы-

22 Билалова Г.М.

ше, чем в зарифовой зоне.

Структурные планы ...^пе- и средпекамепноугольных от­ложений, по сравнению со структурными планами поверхности кровли кристаллического фундамента и кровли терригенных отло­жений девона, приобретают оолее сложное строение.

Структурный план нижнекаменноугольных отложений зна­чительно дифференцирован. По структурно-эрозионной поверхно­сти турнейского яруса в пределах месторождения прослеживается ряд поднятий, группирующихся в отдельные структурные зоны (гряды) - Аксубаево-Эштебенькинская, включающая Эреминское, Алинское и Иремельское поднятия, и Нурлат-Кривоозеркинская, включающая Дёмкинское, Кривоозёркинское, Нижнее, Восточно-Алинское, Рубежное, Северо-Рубежное и Акбарское, на двух из ко­торых, Дёмкинском и Кривоозёркин-ском, открыты и подтвержде­ны бурением залежи в отложениях нижнего и среднего карбона. Перечисленные зоны имеют северо-западное простирание и отде­ляются одна от другой флексурами.

На рассматриваемой территории отмечается осложнённость поверхности турнейского яруса эрозионными врезами, которые за­полнены терригенными породами визейского яруса. Глубина вреза­ния по данным бурения достигает 40-50м (скв №№ 629, 624 и др.) Визейские эрозионные врезы, по данным бурения и сейсморазве-дочных работ, имеют на площади широкое распространение. В пла­не врезы очень извилистые, они часто меняют направление, пересе­кая под различными углами валообразные структуры и даже своды локальных поднятий.

Терригенные отложения нижнего карбона компенсируют неровности турнейского палеорельефа. Структурный план тульско­го горизонта, в основном, наследует основные черты строения тур­нейского яруса.

Относительно крупным локальным объектом рассматривае­мого месторождения является Демкинская структура, подготовлен­ная по отложениям нижней перми (структурное бурение). Пробуре­ны три скважины, установившие залежи нефти в отложениях ниж­него и среднего карбона. По имеющимся материалам бурения и МОГТ структура характеризуется как тектоно-седиментационная, с общим совпадением в плане по горизонтам перми, карбона и дево­на. В результате проведенных работ МОГТ строение поднятия пре­терпело некоторые изменения, а именно: между скв. №№ 86, распо­ложенной в присводовой части одной из вершин структуры, и 629 прослежен по всем горизонтам узкий неглубокий прогиб, т. е. по данным МОГТ последняя расположена в южной крыльевой части другой структуры (или вершины Дёмкинской), отделяющейся ука-

Курсовое проектирование по ЭНГМ 23

занным прогибом от рассматриваемого объекта. Это обстоятельство значительно затрудняет расчёт и проведение прогнозных контуров залежей как по границам среднего, так и нижнего карбона. Причём, ни один из вариантов структурных построений не дает более низко­го гипсометрическою положения отражающих границ севернее скв. № 629. Скв. № 628 по данным МОГТ расположена в пределах се­верной крыльевой части южной вершины структуры.

Для уточнения строения намеченной к северо-востоку структуры, рекомендуется проведение детализационных работ МОГТ, переработка и переинтерпретация материалов прошлых лет. Кроме того, решение части проблем связывается с бурением оце­ночной скважины северо-западнее скв. № 629 и проведением в ней сейсмокаротажных исследований. Кривоозёркинская структура, выделенная по данным сейсморазведки предыдущих лет (МОВ, 1964г.) в результате детализационных исследований МОП суще­ственно изменилась по конфигурации, размерам, местоположению свода и т. п. Так, по отражающей границе У в пределах оконтури-вающей изогипсы -1095м структура имеет северо-западное прости­рание, свод её расположен юго-восточнее скв. № 621, вскрывшей залежи нефти (расположена во врезовой зоне). Скв. № 956, распо­ложенная на склоне обширной приподнятой зоны, также вскрыла залежь, ловушка которой связана с тур-нейским останцом. Неболь­шой приподнятый участок юго-восточнее указанной скважины, ве­роятно, перспективен на обнаружение залежей, связанных с пла­стом Сбр-2.

Соотношение структурных планов на участке Кривоозёр-кинской структуры различное: если по верею (В) скв. № 624 зани­мает более высокое гипсометрическое положение, чем скв. № 621, то по кровле тульского горизонта (У) наоборот. Произошло сущест­венное изменение границ залежей по сравнению с предыдущими данными (1985г.).

Структурный план месторождения по кровле ассельского яруса нижней перми (по отражающей границе К) в общих чертах сходен со структурным планом по кровле верейского горизонта, но по рассматриваемой маркирующей поверхности значительно выпо-лаживается. Все поднятия сохраняют почти ту же конфигурацию и простирание, что и по кровле верейского горизонта, но только уменьшаются в размерах.

Анализ структурных планов месторождения по различным маркирующим поверхностям дает возможность отметить следую­щее:

'__ 1 .Структурные планы месторождения по поверхности кри-

сталлического Фундамента и кровле терригенной толщи девона не

24 Билалова Г.М.

совпадают со структурными пг ли маркир> ющйх поверхностей каменноугольных и пермские . ...^жений.

2.Структурные планы по маркирующим горизонтам каменноугольных и пермских отложений совпадают, отличаясь лишь в деталях. 11ри этом структурные формы вверх по разрезу выполаживаются, становятся менее резкими, амплитуда их уменьшается.

2.3 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения осадочной толщи Демкинского месторождения положена унифицированная схема палеозойских отложений Русской платформы (3964г.). По данным бурения, отбору и изучению керна на месторождении осадочная толща палеозоя представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе верхнего отдела залегает на глубинах 1410-203Ом, и представлена в объеме трех ярусов от жи-ветского до фаменского, и 13 горизонтов, от старооскольского до Лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза девона, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов-коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров.

Верхняя часть разреза девона, от сарг аевского горизонта до данково-лебедянского включительно, сложена карбонатными поро­дами - известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части Девона составляет в среднем 420м. В литологическом отношении отложения горизонтов отлича­ются незначительно, что существенно затрудняет их выделение Разрезе и корреляцию. В карбонатной толще девона выделяется большое опроницаемых интервалов, имеющих, как правило, ло­кальное распространение.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отде­лами в объеме семи ярусов оттурнейского до оренбургского, вклю­чая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 500 до 1410м. Общая толщина до 910м. Подавляющая часть разреза (более 80%) сложена различными разностями карбонатных пород, и только тульский, бобриковский,. елховско-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт средне) о карбона сложены терриген­ными породами -песчаниками, алевролитами, глинами, глинистыми сланцами, с прослоями карбонатов.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 25

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов, которые слагаются извесняками, доломитами с прослоями ангидрита и гипсов. Огложения верхнего отдела - крас-ноцветные песчано-глинистые с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской систе­мы залегают от дневной поверхности до глубины 500м.

Неогеновые отложения с размывом залегают на отложения казанского и уфимского ярусов, толщиной от 0 до 150м, и пред­ставлены глинами, песчаниками и гравием.

Четвертичные отложения имеют небольшой объем, толщи­ной до Юм, и представлены глинами, супесями и суглинками. Вы­деляются также древнечет-вертичные (аллювий речных террас) и современные отложения - аллювий и делювий современных речных террас, пойм и склонов водоразделов.

2.4. Коллекторские свойства продуктивных пластов

На Демкинском месторождении залежи нефти установлены в тур­не иском ярусе, бобриковском и тульском горизонтах, в башкирско-серпуховских отложениях, в верейском и каширском горизонтах. Все залежи нефти в каменноугольных отложениях контролируются структурными поднятиями III порядка. Размеры залежей, их тип определяются строением и выдержанностью пластов-коллекторов, положением водонефтяных контактов и размерами поднятий. На месторождении открыто 16 залежей, из них 5 залежей приурочено к пластам-коллекторам нижнего карбона, 11- среднего карбона, све­дения о которых приведены в табл. 1

■■.■■

26 Билалова Г.М.

Таблица 1

Характеристика залежей





Курсовое проектирование по ЭНГМ 27

нефть (30л без СКО) в ней получили при положении нижней дыры перфорации на абс. отметке -1 131.1м. По данным ГИС ВНК залежи располагается в интервале абс. отметок -1135,5-1137.5м. Подошву залежи, исходя из результатов опробования, предлагается принять по положению нижней дыры перфорации, давшей нефть, т. е. на абс. отметке-1131,1м.

Продуктивными являются пласты-коллекторы Счр-1 и Смл+уп-1, которые сложены известняками. Толщина пропластков изменяется от 0,6 до 2.8м, а по скв. - от з.б до 4,6м, в среднем со­ставляя 2,2м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики. Пористость по пластам-коллекторам и по скважинам изменяется от 12,9 до 15,7%, в среднем составляя 14,1%, нефтена-сыщен-ность - от 80,3 до 91,3%, в среднем - 85,0%.

Коэффициент песчанистое™ для нефтяного резервуара ра­вен 0,45, коэффициент расчлененности - 4,0.

Глубина залегания продуктивных отложений - 1202,2м, этаж нефтеносности ~ 30,5м. По типу залежь массивная.

Залежь 2 приурочена к сводовой части Кривоозеркинского поднятия и вскрыта скв. №№ 621 и 956. На северо-западном погру­жении поднятия залежь оконтури-вается скв. № 955, а с юга окон-туривается скв. №№ 625 и 624, в которых отложения турнейского яруса залегают на низких гипсометрических отметках и водоносны.

По данным ГИС кровля водонасыщенной части пласта в скважинах, вскрывших залежь, отбивается на одном уровне (-1130,0 и -1130,2м) и отделяется от нефтеносной части пласта прослоем плотных известняков толщиной 1,0-3,2м. При опробовании притоки безводной нефти в этих скважинах получены при положении ниж­них дыр перфорации практически на одной и той же абс. отм. -1127,0-1127,2м. Подошву залежи, исходя из результатов опробова­ния, предлагается принять по положению нижней дыры перфора­ции, давшей нефть, т. е. на абс. отметке -1127.2м.

Продуктивными являются пласты-коллектора Скз-1,кото-­
рые сложены известняками. Толщина пропластков изменяется от
0.6 до 4,0м. а по скв. - от 4,2 до 7,2м, в среднем составляя 2,9м. Кол-
лекторская характеристика изучена по данным геофизики. Порис­
тость по пластам-коллекторам по скважинам изменяется от 17,5 до
20,4%. в среднем составляет 19,3%,нефтенасыщенность - от 78,2 до
:80,2%. в среднем - 79.5%.

Коэффициент песчанистого нефтяного резервуара равен 0.72. коэффициент расчлененности -4,0.

Глубина залегания продуктивных отложений — 1218.8м,
.—этаж-нефтеносности -9.2м..

Залежи нефти в бобриковском горизонте

В бобриковском горизонте выделяется три пласта-коллектора (снизу -вверх): Сбр-0, Сбр-1 и Сбр-2. Последние два пласта содержат залежи нефти.

Залежи нефти, приуроченные к пласту Сбр-1 установлены, в основном, в зонах развития "поеттурнейских врезов". Пласт Сбр-1 сложен песчаниками и алевролитами, нередко переходящими в глинистые алевролиты. С этим пластом связано 2 залежи нефти на месторождении: Демкинское и Кривоозеркинское, приуроченные к одноименным поднятиям.

Залежь 1 приурочена к сводовой части Демкинского подня­тия и вскрыта двумя скважинами - №№ 86 и 628.С востока залежь оконтуриваегся скв. № 629, °т°рой пласт Сбр-1 водонасыщен. Б скв. № 630, пройденной на южном погружении поднятия, пласт выкли­нивается. Южная граница залежи проведена на половине расстоя­ния между скв. №№ 86, 628 и 629. где пласт представлен пластом-коллектором и скв. ..№ 630, где он отсутствует. По данным ГИС ВНК на залежи не установлен. Подошва самого нижнего продук­тивного пласта находится в скв. № 628 на абс. отметке -11 16,8м. При опробовании в ней интервала 1222,0 -1233,0м (абс. отметки -1102,2 - -1113,2м) получен приток нефти дебитом 14,8т/сут. Подош­ву залежи предлагается принять по данным ГИС на абс. отметке -1116,8м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скв. из­меняется от 1,2 (скв. № 86) до 10,2м (скв. №628), средняя по залежи - 2.9м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­ки пористость по пгюпласткам-коллектооам в скважинах изменяет­ся от 17,4 до 22,2%. в среднем составляя 2,1,7%, нефтенасыщен-ность - от 75,0 до 84,7%, в среднем -83,3%.

Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара.ра­вен 0,77, коэффициент расчлененности - 3,0.

Глубина залегания продуктивных отложений — 1196,8м,
этаж нефтеносности - 21м. По типу залежь етруктурнр-
литологическая.

Залежь 2 приурочена к Кривоозеркинскому поднятию и
вскрыта сводовой скважиной №621. С юго-запада к юго-востока

Залежь оконтуривается соответсвенно скв. № 625 и скв, в

которых пласт Сбр. Водонасыщен. К северо-западу и северо-востоку от скв.№621 пласт Сбр-1 выклинивается- (скв._№Л . 956). Линия выклинивания пласта в плане проведена на половине расстояния между скв.№621 и скв.№955,956, где пласт Сбр-1 отсутствует.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 29

ВНК на залежи не установлен. По данным ГИС подошва нефтенасыщенно-го продуктивного пласта, вскрытого скв. № 621, находится на абс. отметке -п20,9м. При испытании его получен приток безводной нефти дебитом 14,1т/сут с УРоеня 900м. Учиты­вая данные ГИС и результаты опробования подошву залежи. Пред­лагается принять по данным ГИС на абс. отметке -1 120,9м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скв.

равна 5,6м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­ки. Пористость Ласта в скважине равна 25,2%, нефтенасыщенность

- 84,3%.

Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара ра­вен 1,0, коэффициент расчлененности -1,0.

Глубина залегания продуктивных отложений — 1214,0м, этаж нефтеносности -5,6м. По типу залежь структурно-литологическая.

Залежи нефти в пласте Сбр-2

Пласт Сбр-2 сложен кварцевыми песчаниками неравномер­но алеврити-стыми, прослоями до перехода в алевролиты, в некото­рых скважинах он замещается глинистыми алевролитами. В пласте-коллекторе Сбр-2 установлено 2 залежи.

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта двумя скважинами №№ 86 и 628. Скважина №630 пройдена в 2,5км к югу от сводовой скважины № 86. В ней пласт Сбр-2 замещен гли­нистыми алевролитами. Граница зоны замещения проведена на по­ловине расстояния между скв. №№ 86 и 628, в которых пласт неф-тенасыщен, и скв. № 630, в которой он представлен неколлектором.

ВНК залежи не установлены. По данным 1 п^ подошва про­дуктивного нефтенасыщенного пласта, вскрытого скв. № 629 на ря­дом расположенной залежи и имеющей сходные геологические ус­ловия, находится на абс. отметке -1131.5м. При испытании его по­лучен приток безводной нефти дебитом 1,9т/сут с уровня 1262,2м. Учитывая данные ГИС и результаты опробования подошву залежи предлагается принять по данным ГИС на абс. отметке -1131,5м по аналогии с соседней залежью.

Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Сбр-2 изменяется по скважинам от 1,0 (скв. № 628) до 3.4м (скв. № 86), средняя по залежи -1,1м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­
ки. Пористость по пластам-коллекторам в скважинах изменяется от
19,9 до 22,9%. в среднем составлю ,о%, нефтенасыщенность - от
. . .78,9 до 85,8%, в среднем - 80,4%

Коэффициент песчанист ,Ти для нефтяного резервуара ра-

30 Билалова Г.М.

вен 1.0, коэффициент расчлененности -1,0.

Глубина залегания продуктивных отложений - 1 177,4м, этаж нефтеносно-55м. По типу залежь структурно-литологическая. Залежь нефти в тульском горизонте

Пласт Тл сложен кварцевыми песчаниками неравномерно алевритистыми, прослоями до перехода в алевролиты, но в боль­шинстве скважин он замещается глинистыми алевролитами. В пла­сте-коллекторе Тл установленно по данным ГИС 1 залежь.

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта скважиной № 86. Граница зоны замещения проведена на половине расстояния между скв. № 86, в которых пласт нефтенасыщен, и скв. №№ 628, 629. 630, в которой он представлен неколлектором.

ВНК на залежи не установлен. По данным ГИС подошва нефтенасыщенного продуктивного пласта, вскрытого скв. № 86, находится на абс. отметке - 1131,5м.

Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Тл по скважине №86, составляет 1,0м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­ки. Пористость пласта-коллектора в скважине составляет 23,3%, нефтенасыщенность - 84,7%.

Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара ра­вен 1,0, коэффициент расчлененности - 1,0.

Глубина залегания продуктивных отложений - 1177,4м, этаж нефтеносности - 1, 4м. По типу залежь литологическая.

Залежи нефти в башкирско-серпуховских отложениях •В'толще башкирско-серпуховских отложений выявлено 2 залежи. Контролируются они локальными поднятиями: Демкин-ским и Кривоозеркинским . В разрезе башкирско-серпуховских от­ложений выделяется от 1 до 19 пористо-проницаемых прослоев, толщина которых колеблется от 0,6 до 2,8м. Разделяются они про­слоями уплотненных, часто глинистых и трещиноватых известняков и доломитов толщиной от 0,4 до нескольких метров. Пористо-проницаемые прослои сообщаются между собой системой трещин, образуя единый резервуар.

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта тремя скв. №№ 86, 628 и 629. Дёмкинское поднятие по башкирским отложениям осложнено двумя седловинами, с тремя небольшими куполами. В своде центрального купола расположена скв. № 86, скв. № 628 - на северном склоне юго-западного купола, а скв. № 629 - на юго западном склоне северо-восточного купола, который рас­крыт на восток и здесь контур залежи проведен по лицензионной границе. -С юго-востока залежь Оконтурена скважиной-№ 630, в ко­торой пласт Сбш-2 водонасы-щен.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 31

По данным ГИС подошва самого нижнего нефтенасыщен­ного интервала отбивается в скв. № 628 на абс. отметке -872,3м. При испытании в этой скважине интервала с абс. отметками -868,8 -872,8м получен приток пластовой воды дебитом 4м7сут, что, веро­ятно, связано с негерметичностью эксплуатационной колонны. Это предположение подтверждает испытание интервала с абс. отметка­ми -863,4-872,9м в скв. № 629, из которого получен приток безвод­ной нефти дебитом 3,9т/сут с уровня 1002,4м после СКО. Подошву залежи на данном этапе ее изученности предлагается провести по подошве нефтенасыщенного прослоя по Данным ГИС на абс. от­метке -872,3м.

Общая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине № 86 составляет на 12,4м, в скв. № 628 - 19,4м, в скв. № 629 - 8,8м, при толщине про-слоев от о,6 до 2,8м.

Коллекторская характепистика из^'чена по данным геофизи-ки. Пористость слоев меняется от 11,1 до 21,3%, в среднем в скв. № 86 равна 19,6%, в скв.№ 628 - 18,1%, в скв. № 629 - 19,5%, а в целом по залежи - 18,9%, нефтенасыщен-ность прослоев - от 65,8 до 82,2%, в среднем по скв. равна соответственно 81,2; 78,9; 80,5; а в целом по залежи - 80,0%.

Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара ра­вен 0,49, коэффициент расчлененности - 12,3.

Глубина залегания продуктивных отложений - 928.4м, этаж нефтеносности - 44,7м. По типу залежь массивная.

Залежь 2 контролируется рядом поднятий, Кривоозеркин­
ским, Рубежным, Северо-Рубежным и Акбарским, осложнённых
целым рядом куполов, седловин, имеющим общий контур нефте­
носности и вскрыта двумя скважинами — №№ 624 и 956, располо­
женными в пределах Кривоозёркинского поднятия. С запада залежь
оконтурена скв. №№ 621, 625 и 955, где пласты башкирскою яруса_

водоносны, к востоку залежь раскрыта и ограничена лицензионной
границей.

По данным ГИС подошва самого нижнего нефтенасыщен­ного продуктивного прослоя находится в скв. № 624 на абс. отметке -877,1м. Наиболее высокое положение кровли водонасыщенного интервала отмечается в скв. № 956 на абс. отметке -879,3м. Следо- ' вательно, ВНК залежи расположен, по данным ГИС, в пределах абс. отметок -877,1 - 879,3м. При испытании в скв. № 956 интервала с абс. отметками -876,3 - 878,3м, расположенного в зоне ВНК, полу­чен незначительный приток нефти (Юл) и воды (200л) после СКО с уровня 972м. Очевидно, применение СКО привело к разрушению призабойной-зоны и поступлению воды в скважину из нижележа­щего водоносного интервала. Аналогичный приток жидкости полу-

Билалова Г'.М. чен и в скв, № 624. Учитывая вех шюсказанное, подошва залежи принята по данным ГИС по щ ве самого нижнего нефтенасы-щенного прослоя на абс. отметке-877,1м.

Общая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине № 624 составляет 12,4м, в скв. № 956 - 2,0м, при толщине прослоев от 0,6 до 2,0м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики. Пористость прослоев меняется от 9,7 до 20,5%, в среднем в скв. № 624 равна 15,9%, в скв. № 956 - 17,4%, а в целом по залежи - 16,1 %, нефтеиасыщенность прослоев - от 60,8 до 81,5%, в среднем по скв. равна соответственно 76,1; 78,2 , а в делом по за­лежи - 76,4%.

Коэффициент песчанности для нефтяного резервуара равен 0,36, коэффициент расчленности - 7,5.

Глубина залегания продуктивных отложений - 967,4м, этаж-нефтеносности - 30,2м. По типу залежь массивная.

Залежи нефти в верейских отложениях

В отложениях верейского горизонта установлено 2 залежи: Демкинская, Кривоозеркинская. В разрезе месторождения по дан­ным ГИС выделяется четыре продуктивных пласта-коллектора, сложенных пористо-проницаемыми известняками и индексируемы­ми (снизу-вверх) как пласты: Свр-1,Свр-2,Свр-3,Свр-5, Пласты не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, а в двух скважи­нах они полностью замещены уплотненными глинистыми известня­ками. Наиболее выдержанными на площади месторождения явля­ются пласты Свр-2 и Свр-3. Толщины продуктивных верейских пластов изменяются от 1,2 до 5,2м. Разделяются они пачками терри-генных и карбонатных пород, толщина которых составляет 0,6-4, Ом. Небольшая толщина последних позволяет предположить, что верейские пласты-коллекторы образуют единую гидродинамически взаимосвязанную систему. Запасы нефти в них подсчитывались со­вместно. Контролируются залежи локальными поднятиями Ш-го порядка.

Зал ежь Л, приурочена к сводовой части Демкинского подня­тия, осложнённого тремя куполами и вскрыта тремя скважинами №№ 86, 628 и 987. Скв. № 86 пройдена в своде центрального купо­ла, а скв. №№ 628 и 629 - соответственно на северном склоне юго-западного купола и южном склоне северо-восточного купола. На юго восточном склоне поднятия пройдена скв. № 630, в которой все продуктивные пласты замещены уплотненными глинистыми разно­стями известняков, поэтому здесь контур залежи проходит по ли­нии отсутствия пласта-коллектора, т. е. на середине расстояния ме­жду скв. №№ 86, 628, 629 и скв. № 630. В пределах залежи-нефтеносными по данным ГИС являются 4 пласта Свр-1, Свр-2,

Курсовое проектирование по ЭНГМ 33

Свр-3 и Свр-6. Причем, в скв. № 629 нефтенасыщены все четыре пласта, в скв. № 628 - пласты Свр-2, Свр-3, Свр-5, а в скв. №86 -Свр-2 и Свр-3.

ВНК залежи не установлен. По данным ГИС самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного продуктивного пласта на­ходится в скв. №629 на абс. Отметке - 850,8м. Самое низкое поло­жение нижних дыр перфорации находится в скв. № 628 на абс. от­метке -831,4м, с которых был получен промышленный при ток чис­той нефти 2,8т/сут с уровня 947м после СКО. Контур залежи пред­лагается провести по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя, т. е. на абс. отметке -850,8м.

Общая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине № 86 составляет на 2,4м, в скв. № 628 - 5,0м, в скв. №629 - 4.6м, при толщине прослоев от 0,6 до 3,6м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи­ки. Пористость прослоев меняется от 12,3 до 20,5%, в среднем в скв. № 86 равна 17,6%, в скв. № 628 - 17,3%, в скв. № 629 - 18,4%, а в целом по залежи - 17,8%, нефтенасы-щенность прослоев - от 67,5 до 80,5%, в среднем по скв. равна соответственно 77,2; 76.9; 78,3 , а в целом по залежи - 77,5%.

Коэффициент песчанистое™ для нефтяного резервуара ра­вен 0,28, коэффициент расчленённости - 3,3.

Глубина залегания продуктивных отложений - 907,0м, этаж нефтеносности -44,6м. По типу залежь структурно-литологическая. Залежь 2 приурочена и контролируется рядом поднятий, Кривоозеркин-ским, Рубежным, Северо-Рубежным и Акбарским, осложнённых целым рядом куполов, седловин, имеющим общий контур нефтеносности и вскрыта двумя скважинами — №№ 624 и 956, расположенными в пределах Кривоозёркинского поднятия. С северо-запада залежь оконтурена скв. № 621, 625 и 955, причем в скв. № 621 все пласты замещены уплотненными и глинистыми из­вестняками. По ГИС в скв. № 624 нефтенасыщенны пласты Свр-1, Свр-2, Свр-3, в скв. № 956 - Свр-1, Свр-3.

По данным ГИС ВНК на залежи не установлен. Наиболее низкое положение подошвы продуктивного прослоя отмечается в скв. № 956, и находится на абс. отметке -864,3м. Кровля верхнего водоносного прослоя находится в законтурной скв. № 955 на абс. отметке -880,3м. Следовательно, ВНК залежи находится в интерва­ле абс. отметок -864,3 - 880,3м. При испытании в скважине № 956 пластов Свр-1 - Свр-5 в общем интервале абс. отметок -843,7 -864,3м был получен приток нефти дебитом 0,4т/сут с уровня 955м. Поэтому подошву залежи предлагается принять по данным ГИС и результатам опробования по подошве самого нижнего нефтенасы-

34 Билалова Г.М.

щенного прослоя в скв. № 955 ;отметке - 864м.

Эффективная нефтен? .... ценная толщина пласта по скважи­нам изменяется от 1 4 до 4,8м.

Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи-

скв. № 624 равна 15,2%, в скв-№ 956 - 18,2%, в целом по залежи -15,9%. нефтенасыщенность прослоев - от 62,6 до 79,2%, в среднем по скв. равна соответственно 73,7; 78,0 , а в целом по залежи -

74,7%.

Коэффициент пссчанистости для нефтяного резервуара ра­вен 0,33, коэффициент расчлененности - 3,5.

Глубина залегания продуктивных отложений — 954,4м, этаж нефтеносности - 30,3м. По типу залежь пластовая сводовая, литологически экранированная.

Залежи нефти в кящирских отложениях В отложениях каширского горизонта открыто 5 залежей нефти, связанных с пятью карбонатными пластами-коллекторами, индексируемых (снизу-вверх) как Скш-1, Скш-2, Скш-3, Скш-4, Скш-5, переслаивающиеся с уплотненными разностями известняков и доломитов. Количество пористо-проницаемых прослоев ко­леблется от 1 до 5, толщина которых изменяется от 0,6 до 5,6м. Залежи нефти в пласте Скга-1

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта двумя скв. №№ 86 и 628. С востока залежь оконтуривается скв. № 629, расположенной на восточном крыле поднятия и в силу своего низкого гипсометрического положения пласт Скш-1 водонасыщен. На юго-восточном крыле поднятия контур залежи проходит по ли­нии отсутствия пласта-коллектора, проведенной на половине рас­стояния между скважинами №№ 86 и 628 и скв. № 630, в которой пласт-коллекто^ замещен плотными поводами. 11о цанным ГИС са­мое низкое положение нефтенасыщенного прослоя отбивается на абс. отметке -789,0м и подошву залежи предлагается провести по этой отметке. Кровля водонасыщенного пробоя отбивается в скв. № 629 на абс. отметке -803,0м.

В скв. №№ 86 и 628 выделяется эффективный нефтенасы-щенный прослой толщиной 1,2м.

Глубина залегания продуктивных отложений - 869,4м, этаж нефтеносности - 20,5м. По типу залежь пластовая сводовая, лито­логически экранированная.

Залежь 2 приурочена' к своду Кривоозеркинского поднятия и вскрыта скважиной № 624. пройденной на южном склоне подня­тия. С запада и северазалежь оконтурена скв. №№ 625, 621 и 956, -в. .- -которых пористо-проницаемые прослои' из-за своего низкого гип-

Курсовое проектирование по ЭНГМ 35

сометрического положения водоносны. По данным ГИС в скважине № 624 выделяется два нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя суммарной толщиной 1,8м. Подошва нижнего из них зале­гает на абс. отметке - 800,4м. В процессе бурения скважины испы­тателем пластов КИИ-146 был опробован интервал с абс. отметками -793,5 - 804,5м и получен приток в количестве 806л нефти. Контур залежи предлагается провести по подошве прослоя, т. е. на абс. от­метке -800,4м.

Глубина залегания продуктивных отложений - 917,6м, этаж нефтеносности - 3,2м. По типу залежь пластовая, сводовая. Залежи нефти в пласте Скш-2

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта двумя скв. Ж№> 86 и 628, пробуренными соответственно в своде и западном склоне. Пробуренные на восточном и юго-восточном крыльях поднятия скважины №№ 629, 630 оказались за контуром нефтеносности, ввиду низкого гипсометрического залегания в них пласта-коллектора.

По данным ГИС самое низкое положение нефтенасыщенно­го прослоя отбивается на абс. отметке -777,8м в скв. № 628. В про­цессе бурения этой скважины испытателем пластов КИИ-146 был опробован интервал с абс. отметками -766,0 - 788,0м, из которого получили приток нефти (30л) и воды (50л). Контур залежи проведен по подошве нефтенасыщенного прослоя на абс. отметке -777,8м.

По данным ГИС в скв. № 86 выделяется 2 нефтенасыщен­ных пористо-проницаемых прослоя, в скв. № 628 - один. Нефтена-сыщенная толщина их составляет сответственно 1,6 и 0,8м.

Глубина залегания продуктивных отложений - 858,8м, этаж нефтеносности - 19,9м. По типу залежь пластовая сводовая.

Залежь 2 приурочена к сводовой части Кривоозеркинского поднятия и вскрытия скважиной № 624, пройденной на южном склоне поднятия. С запада и севера залежь оконтурена скв. №№ 625 и 956, в которых пористо-проницаемые слои из-за своего низкого гипсометрического положения водоносны. По данным I ИС в сква­жине № 624 выделяется два нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя, из которых верхний, толщиной 0,8м, нефте-насыщенный, а нижний, толщиной 1,0м - водоносный. В процессе бурения скважины испытателем пластов КИИ-146 совместно с пла­стом Скш-3 был опробован интервал с абс. отметками -765,5 -787,6м и получен приток в количестве 226л нефти. Подошва нефте­насыщенного прослоя отбивается на абс. отметке -786,4м, кровля водоносного прослоя на абс. ртм*^ 789,6м. Контур залежи пред­лагается провести по подошве и юя, т. е. на абс. отметке -786,4м.= ~ Глубина залегания про/ дивных отложений - 906,0м, этаж

36 Билалова Г.М.

нефтеносности - 0,8м. По типу залежь пластовая, сводовая. Залежи нефти в пласте Скш-3

Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта тремя скв. №№ 86, 628 и 629, пробуренными соответственно в сво­де, на западном и восточном склонах. Пробуренная на юго-восточном крыле скважина № 630 показала отсутствие пласта-коллектора и граница залежи проведена на половине расстояния между скважинами, вскрывшими нефтяной пласт (№№ 86, 628, 629 ) и скв № 630, в которой он замещен плотными породами.

По данным ГИС самое низкое положение нефтенасыщенно-го прослоя отбивается на абс. отметке -783,0м в скв. № 629, кровля водоносного - на абс. отметке -783,4м. В процессе бурения этой скважины испытателем пластов КИИ-146 был опробован интервал с абс. отметками -775,4 - 790,4м, из которого получили приток нефти (250л) и воды (150л). Контур залежи проведен по подошве нефте-насыщенного прослоя на абс. отметке -783,0м,-

По данным ГИС в скв. № 86 выделены 4 нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя, в скв. № 628 и № 629 - по два. Сум­марная нефтенасы-Щенная толщина их составляет сответственно 4,0; 1,6 и 1,4м.

Глубина залегания продуктивных отложений - 842,0м, этаж нефтеносности - 35,8м. По типу залежь пластовая сводовая с лито-логическим экраном.

2.5. Физико-химические свойства нефти, газа и пласто­вой воды

Исследование физико-химических свойств нефтей проводи­лось по глубинным и поверхностным пробам. Анализы поверхност­ных нефтей выполнены в нефтесырьевых лабораториях ВНИИ уг­леводородного сырья и ЦНИЛ объединения 1 атнефть. Пробы пла­стовой нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-З-ЦГН-23 во время испытания пластов кратковременной пробной эксплуатацией. Исследование пластовых нефтей проводилось на установках УИПН-2 и АСМ-300 М. Вязкость определялась виско­зиметром ВВДУ и капиллярным типа ВП. Удельный вес дегазиро­ванной нефти определялся пикнометрическим способом. Анализы проб поверхностных нефтей проводились согласно ГОСТов. На месторождении отобрано и проанализировано 40 поверхностных и 16 пластовых проб нефти (совместно с Сунчелеевским месторож­дением), но использовались только качественные пробы, 31 поверх­ностная и 8 пластовых (табл. 2)

— пробы отобраны на залежах Демкинского месторожде­ния

Результаты исследований пластовых и поверхностных неф­тей, средние качения параметров по горизонтам приведены в табл. 2.Л-2.3.

Каширский горизонт Из пластов каширского горизонта проанализировано 4 поверхност­ные пробы нефти и 1 пластовая. Кинематическая вязкость при 50°С - 116,1 мПа-с. Содержание парафина и серы составляет соответст­венно 2,8%, 4,2%. Выход светлых Фракций до 300°С при разгонке по Экглеру составляет 27,9%, Рабочий газофактор равен 5,0 м/т, объемный коэффициент при дегазировании равен 1,0189. вязкость пластовой нефти - 72,7 мПа-с.


КТаблица 2
Данные о количестве проб

38

Билалова Г.М.

Свойства пластовой нефти

Таблица 3

Наименование

Количество исследованных

Диапазон

Среднее значение

скважин

проб

изменения

1

2

3

4

5

Каширский горизонт

Давление насыщения газом. МГТа

1

1

3,4

Газосодержание, м7т

1

1

7,9

Суммарный газовый фактор, м7т

1

I

5,0

з

1

898,9

Вязкость. мПа-с

1

1

72,7

Объемный коэффициент при диф­ференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

1

]

1,0189

Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании, кг/м/

1

1

917.6

иерейский горизонт

Давление насыщения газом. МПа

1

2

2,6-2,7

2,7

Газосодержание, м7т

'

-}

8,2-9,2

8,7

Суммарный газовый фактор, м3

1

2

5,5

Плотность, кг/м3

1

2

896,0-910,0

903,0

Вязкость. мПа-с

1

2

67,4-83,0

75,2

Объемный коэффициент при диф­ференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

1

2

1,021 1,043

1,0314

Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании. кг/м

1

2

928,0-930,1

929,1

Курсовое проектирование по ЭНГМ

39

Продолжение таблицы 3

>бриковский горизонт

Давление насыщения газом, М11а

3

5

2,8-3,5

3,2

Газосодержание. м7т

3

5

5,3-12,4

8,4

Суммарный газовый фактор. м7т

3

5

5,2

Плотность, кг/м"'

3

5

890,4-933,0

'914,0

Вязкость, мПа-с

з

5

49,5-126,5

103,5

Объемь ференц рабочи

1Ый коэффициент при диф-иальном разгазировании в к условиях, доли ед.

3

5

1,008-1

,019

1,(

)144

Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании, кг/м3

3

5

901,8-946,5

934,9

остав нефтяного газа при 1 ювании в рабочих условия

Компонентный с газщ

Таблица

цтфференциальном раз-х

(%мольн)

Наименование

Горизонт, ярус

кашир­ский

верейский

башкир­ский

бобриков-

турней-г.кий

3

4

5

6

1

2

Сероводород

0,22

0,49

0,46

0,17

0,17

Углекислый газ

2 65

0,88

7,18

7,18

Азот+редкие

55,61

56,67

47,76

35,83

35,83

в т.ч. метан

16,61

16,70

13,09

19,36

19,36

этан

10,85

10,92

13,70

1

3,27

13

27

пропан

9,89

9,09

1 -.28

13,27

13,27

изобутан

1,21

1.33

2.47

1 49

~\ 40

н. бутан

1,97

2,35

4.30

4,59

4,59

40

Билалова

изопентан

0,48

0.75

0,90

1.38

1.38

н.пентан

0.21

0.38

0,52

0,64

0,64

гексаны

0,30

0.67

0,64

0.82

0,82

Плотность газа, кг/м"

1,241 1

1,2468

1,3572

1,3858

1,3858

Физк

Таблица 5

ко-химические свойства и фракционный состав пазгазирован-

ной нефти

Наименование

Кот ичество исследован­ных

Диапазон изменения

„ч 1)

скважин

проб

■ Средне

значени

1

2

1

4

широкий горизонт

Вязкость. мПа-с

при 20°С

-

-

-

сло/^

4

4

52 1-182 0

116.1

Температура застывания- °С

4

-18

ниже -18

Массовое содержание. %

Серы

4

4

4,0-4,8

4,2

АсфальтеноБ

4

4

7,4-11.0

9,1

Парафинов

4

4

2,0-3,0

2,8

Объемный выход фракций, %

Н.К-!00°С

2

3

0,20-10,0

4,4

до 200°С

2

3

7,0-13,6

12,4

3

3

23.0-33.0

27.9

до 300°С

Курсовое проектирование по ЭНГМ

41

Верейский горизонт

Вязкость. мПа-с

при 20°С

2

у

60.6-274.0

167,3

-

50°С

7

8

50,1-181,6

98.8

Температура застывания, °С

7

8

-2--18

-11

Массовое содержание, %

Серы

7

8

4,3-5,0

4,6

Асфалътенов

7

8

7,5-14,9

10,5

Парафинов

7

8

2,2-3,0

2.6

Объемный выход фракций, %

Н.К.-НКГС

2

3

1,2-4,0

2,6

до 200°С

4

5

8,6-10,4

8,6

до 300°С

4

5

21,4-36,0

28,5

Е

ашкирский ярус

Вязкость, мПа-с

при 20°С

-

-

-

50°С

8

я

115 0-333.3

173,7

Температура застывания, °С

->

2

-12

-12

Массовое содержание, %

С еры

8

10

4,4 -4,8

.1 "1

Лсфалыенов

8

10

5,3-12,5

10.7

1 парафинов

8

10

2,5-3,0

2.'

Объемный выход фракций, %

->

2

1,1-1,2

1.2

II К.-100°С

7

5

6,1-9.5

7.0

ло 200°С

2

5

24,2-32,1

2",6

до300°С

2

5

1

24,2-32,1

2~.б

42.__________________________________________________________

Бобриковский горизонт

Вязкость. мПа-с

при 20°С

1

1

180

50°С

4

4

123,0-185,5

145,3

Температура застывания. °С

5

5

-5 - -20

-13

Массовое содержание. %

Серы

5

5

4,2-5,3

4,8

Асфальте нов

5

5

11,2-15,0

13,1

5

2,5-3,1

2,8

Объемный выход фракций, %

Н.К.-100°С

1

1

0,5

до 200°0

7

2

8,0-9,7

8,8

до 300°С

2

9

25,0-28,6

26,8

Вязкость, мПа-с

при 20°С

-

-

-

50°С

3

4

75,5-248,7

133,4

Массовое содержание, %

Серы

3

4

3,8-4,8

4.4

Асфальтеиов

3

4

5,0-12,8

8,4

Парафинов

3

4

2,5-3,7

3,0

Объемный выход фракций, %

Н.К-100°С

1

1

1,0

до 200°С

1

1

10,0

до 300°С

1

1

25,6

Верейский горизонт

Нефти верейских отложенийпредставлен зами поверхностных и 2 анализами пластовых пр

ы восемьн об. Повер;

з анали-шостньк

Курсовое проектирование по ЭНГМ 43

нефти характеризуются вязкостью при 20°С - 167,3 мПа-с, при 50°С - 98,8 мПа-с. Содержание серы, парафина, асфальтеиов соответст­венно составляет 4,6%, 2,6% и 10,5%. Давление насыщения пласто­вой нефти равно 2,7 МПа, рабочий газовый фактор 5,5 м3т, объем­ный коэффициент 1,0314.

Башкирский ярус

Из нефтей башкирского яруса отобрано и проанализировано 10 поверхностных проб. Кинематическая вязкость при 50°С изменя­ется от 1 15,0 до 333,3 мПа-с, среднее значение - 173,7 мПа-с. Со­держание серы - 4,2%, асфальтеиов -10,7%, парафинов - 2,7%. Вы­ход легких фракций до 300°С - 27,6%.

Бобриковский горизонт

Из пластов бобриковского горизонта отобраны и проанали­зированы 5 поверхностных и 5 пластовых проб. Вязкость кинемати­ческая при 20°С - 180,0 мПа-с, при 50°С - 145,3 мПа-с. Содержание серы изменяется от 4,2 до 5,3%, среднее 4,8%, парафинов от 2,5 до 3,1%, среднее 2,8%, асфальтеиов от 11,2 до 15,0%, среднее 13,1%.

Физические свойства пластовой нефти характеризуются следующими параметрами: давление насыщения изменяется от 2,8 до 3,5 МПа, среднее 3,2 МПа; газовый фактор 5,2 м3т, объемный коэффициент равен 1,0144.

Турнейский горизонт

Турнейский горизонт характеризуется 4 поверхностными пробами. Содержание серы изменяется от 3,8 до 4,8%, среднее зна­чение 4,4%, парафинов от 2,5 до 3,7%, среднее 3,0%, асфальтеиов от 5,0 до 12,8%, среднее 8,4%.

В заключение можно сказать, что нефти всех горизонтов имеют близкие физико-химические свойства. Они тяжелые, серни­стые, парафинистые, вязкие, тракторизуются невысокими газовыми факторами.

Зависимость газового фактора, объемного коэффициента и вязкости от Давления ниже давления насыщения приведена на рис. 2


44 Билалова Г.М.


Рис. 2. Зависимость вязкости нефти (цн), объемного коэффици­ента (В) и газового фактора (г.ф.) от давления ниже давления нагнетания

В разрезе турнейского яруса водоносными являются трещи­новатые и кавернозные известняки и доломиты. Дебит скважин ко­леблется от 0,03 до 42 т/сут. пои динамическом уровне 800-1220 м.

Пластовое давление 12,0 МПа., температура воды 23-25°С. Режим залежи упруговодонапорный. По химическому составу под­земные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину). Общая минерализация составляет 225,35-250,60 г/л, плотность 1146,0-1166,Окг/м3, вязкость 1,58-1,73 мПа-с, рН-5,6-6,3 (табл.5-6).

Состав газа метаново-азотный. Газонасыщенность 0,12-0,8 мЗт. Упругость газа 1,0-10,0 МПа. Объемный коэффициент 0,9982.

В бобриковских отложениях водонасыщены песчаники и алевролиты. Во-дообильность скважин колеблется от 0,5 до 18,7 т/сут. при динамических уровнях 750-1258 м. Состав воды хлор-кальциевого типа (по В.А.Сулину). Общая минерализация составля­ет 213,5-239,2 г/л, плотность! ] 53.4-1165,0 кг/'мЗ, вязкость 1,64-1,73 мПа-с, рН равно 4,8-6,1.

Состав газа метано-азотный. Газонасыщенность от 0,17 до 0,7 м3т. Упругость газа 2,0-6,0 МПа. Объемный коэффициент 0,9980.

В верейско-башкирских отложениях водо-насыщенными яв­ляются карбонатные породы. Дебит скважин колеблется в пределах 0,68-39,0 т/сут. при динамических уровнях 500-750 м. Состав воды хлоркальциевого типа. Общая минерализация составляет 186,4-228,4 г/л, плотность 1129,4-1157,6 кг/мЗ, вязкость 1,43-1,67 мПа-с, рН равняется 4-7.

Газовый состав подземных вод - азотный. Газопасыщен-- тюсть вод ОДЗ-ОргЗ м /т. Упругость газа 1,0-2.5 МПа. Объемный ко­эффициент 0,9979.

Курсовое проектирование ни ли ,

В каширских отложениях водо-насыщенными являются карбонатные породы. Дебит скважин колеблется в пределах 0,1-24 м3сут. Общая минерализация составила 185,8-191,0 г/л, плотность 1130,4-1132,6 кг/мЗ, вязкость 1,50-1,51 мПа- с, рН равняется 4,9-6,5.

Газовый состав подземных вод - азотный.

Таблица 6

46 Билалова Г.М.

Продолжение таблицы 6

Курсовое проектирование по ЭНГМ 4/

Продолжение таблицы 7

Турнейские отложения

Газосодержание. м7т

0,12-0,8

0,46

в т.ч. сероводорода, м /т

-

-

Объемный коэффициент, д.ед.

-

0,9982

Вязкость, мПа-с

1,58-1,73

1,64

Общая минерализация, г/л

5

13

225,3-250,6

236,6

Плотность, кг/м'

5

13

1146,0-

1 1/./; П

11 53,8

Химические свойства пластовых вод

Таблица 7

Содержание ионов,

МрЛЬ/М

Количество иссле­дованных

Диапазон изменения

Среднее

скважин

проб

1

2

3

4

5

Каширские отложения

С1

1

2

516,28

3316,28

3232,1-3

804

1

2

11 76-1! 9

1-1,9

НСОз

1

2

1,33-5,46

5,46

Са

1

2

244,88-274,52

244,88

М1

1

2

152,5-165,53

165,53

К+Ыа

1

2

2408,27-2530,31

2530,31

рН

1

7

4,9-6,5

6,5

Верей-башкирские отложения

С!

6

9

3223,6-3975,83

3842,98

804 .

6

9

9,27-14,78

14,78

НСОз

6

9

0-64

6,4

Са

6

9

212,92-332,46

224,91

м§

6

9

120,38-210,16

210,16

К+№

6

9

2298,65-3092,16

3015,5

рН

6

9

4-7

7

Бобриковские отложения

С1

4

С)

37,30-41,58,52

3999.86

504

4

6

2,78-10,66

10,66

НСОз

4

6

4-4,4

1,2

Са

4

6

246,72-292,6

292.6

м§

4

6

136,27-192,13

162,57

К+Ыа

Л

6

2845,35-3399.56

31 17,8

пН

4

6

4,8-6,1

5,5

Турнейские отложения

С1 Г~

5

13

3943,6344,92

4106,18

504

5

.13

36-10.1

6.88

НСОз

5

13

1,5-5,8

3

Са

5

13

250,98-285,41

269,25

Мд

5

13

147,15-214,78

147.15

К+Иа

5

13

3024,95-3494,57

3298,4

рН

5

1

13

5,6-6,3

5 9

2.6 Резким залежи

Основным режимом разработки месторождения является водонапорный.

Водонапорный режим предполагает возникновение таких условий в залежи когда нефть находится под постоянным воздейст­вием контурных вод, в свою очередь, имеющих постоянный источ­ник питания. При этом происходит непрерывное замещение пере­местившегося к скважине объема нефти таким же объемом воды.

Учитывая, что характеристика, нефтяных пластов, на кото­рые воздействует вода неоднородна, то может возникнуть неравно­мерный характер продвижения воды и нефти на отдельных участок и нарушение режима работы залежи.

В частности снизится давление ниже давления насыщения. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи. Условиями благоприятствующими осуществлению водонапорного режима являются:

а) хорошая сообщаемое^ ляной залежи с нефтяных ре­
зервуаром] "

б) небольшая вязкость ж ди;

48 Билалова Г.М,

в) однородность пласта по проницаемости;

г) отсутствие темпов отбора нефти и продвижения воды.
Естественный водонапорный режим обеспечивает разработ­
ку месторождения медленными темпами и требует значительного
притока подстелающих вод. кроме того он трудно регулируем.

Наиболее эффективен искусственный водонапорный ре­жим, создаваемый закачкой воды в пласт.

Организовав закачку по разработанной заранее схеме и кон­тролируя ее объемы удается более эффективно вести разработку месторождения.

Разбуривание выделенных объектов эксплуатации произво­дить квадратными сетками 400x400м с плотностью 16га/скв. Квад­ратные сетки по среднему и нижнему карбону вписываются друг в друга, что позволяет по мере выхода в тираж скважин бобриковско-турнейских залежей возвратить их на верей-башкирские отложения и уплотнить сетку до 8 га/скв.

Заводнение верей-оашкирских залежей намечается осуще­ствлять по менее интенсивной 13-точечной системе с соотношени­ем нагнетательных и добывающих скважин 1:7. При необходимости от этой системы легко можно перейти к более интенсивной 9-точечной системе путем равномерного удвоения количества нагне­тательных скважин. Залежи гульско-бобриковских и турнейских отложений рекомендуется разрабатывать совместно с законтурным и приконтурным заводнением с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1:7.

2.7 Конструкция скважин

Курсовое проектирование по ЭНГМ 49

ся применение системы центраторов: наддолотный и подтурбобур-ный.

Бурение под кондуктор производится после спуска и цемен-тажа направления с глубины - 0 до 300м. Спуск 245мм кондуктора на глубину 300м вызван необходимостью укрепления неустойчивых пород. Подъем цемента за кондуктором до устья.

Спуск - 146 (168) мм эксплуатационной колонны до устья = 1800м. Подъем цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеет башмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упор­ное кольцо, центрирующие фонари, пружинные скребки. Для обра­зования монолитного цементного камня вокруг обсадной колонны и предупреждения его разрушения при перфорации на каждую обсад­ную трубу устанавливают по два центратора и до 20 штук скребков в интервалах возможного поступления воды и продуктивной части разреза.

Площади скважины имеют следующую конструкцию

Таблица8

Наименование обсадных колонн

Диаметр

обсадных

колонн,

мм

Глубина

спуска,

м

диаметр долота.

Высота подъе­ма

та

Направление

324

20

393,7

до устья

Кондуктор

245

300

295,3

до устья

Экспдуатат шонная колонна

146 (168)

151Л)

215,9

ДО

устья

Спуск направления на глубину 20 м вызван необходимость перекрытия обваливающихся неустойчивых пород. Подъем цемента до устья. Для обеспечения вертикальности ствола предусматривает-

50 БилаловаГ.М.

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, оборудованных ШСН

Основными показателями работы скважин, образованных ШСНУ являются дебит, обводненность продукции, эксплуатацион­ный фонд, действующий фонд скважин, межремонтный период ра­боты скважин.

Таблица 9

1999

2000

2001

Эксплуатационный фонд

2

16

35

Действующий фонд

2

14

31

<3ж, тн/сут

13,01

13,9

12,65

Оа/гн/сут

12,59

13,28

12,05

% воды

3 2

4,4

4,8

В таблице № 9 приведены основные показатели эксплуата­ции скважин, оборудованных ШСН за период с 1999 года по 2001 год.

Из таблицы видно, что за последние 3 года отмечается уве­личение действующего и эксплуатационного фонда. Среднесуточ­ный дебит по жидкости за анализируемый период с 1999 года по 2001 год снизился (с 13,01 до 12,65 тн/сут). Уменьшение среднесу­точного дебита произошло за счет вывода из эксплуатации нерента­бельных скважин. Анализ среднесуточного дебита по нефти пока­зывает тенденцию увеличения в 2000 году и снижения его величи­ны 2001 г. из-за роста обводненности продукции, и также из-за снижения продуктивности скважин.

3.2 Основные критерии установления оптимального ре­жима работы ШСНУ

Эффективность разработки нефтяных месторождений может быть значительно повышена в результате применения экономико-математических методов выбора оптимальных технологических параметров эксплуатации скважин и оборудования, при которых государственный план по добыче реализуется с минимальными ка­питальными вложениями и эксплуатационными затратами. Для это-

Курсовое проектирование по ЭНГМ 51

го необходимо не только определить эффективные способы экс­плуатации скважин с учетом конкретных условий разработки ме­сторождения, но и для выбранного способа найти показатели для определения эффективности, зависящие от добывной возможности каждой конкретной скважины.

За критерий оптимизации по способам эксплуатации дос­таточно выбрать такой параметр, при некотором конкретном зна­чении которого обеспечивается максимальная прибыль пред­приятия или минимальная себестоимость продукции скважины. При этом нет необходимости в определении прибыли или себе­стоимости продукции для каждой скважины. Такой подход к вы­бору критерия оптимизации упрощает расчеты и значительно со­кращает объем исходной информации.

Если дебит скважины не ограничен геолого-техническими условиями, в качестве критерия оптимизации удобно принимать этот параметр, от чего в конечном счете, зависят указанные выше экономические показатели. При прочих равных условиях чем больше дебит, тем больше прибыль предприятия от данной сква­жины. Часто необходимо определить максимально возможный де­бит скважины. Например, при подготовке мероприятий по увели­чению дебита скважины важно определить наиболее доступный и наименее капиталоемкий способ достижения желаемого результа­та.

Дебит скважины можно увеличить повышением пласто­вого давления, соответствующей обработкой призабойной зоны продуктивного пласта или выбором наиболее соответствую­щего оборудования для добычи нефти. Последний вариант может оказаться не только менее капиталоемким, но и более эф­фективным. Поэтому прежде чем наметить мероприятие по увели­чению дебита скважины, необходимо рассчитать макси­мально возможный дебит

Для обеспечения установленного технологического режи­ма работы насосной установки и выявления причин отклонения от него систематически наблюдают за дебитом, содержанием газа и песка в добываемой продукции. Замеры на скважинах проводят по специально составленному графику не реже одного раза в 3 дня.

По данным замерам дебита и вычисленным коэффициен­там подачи насоса судят о правильности установленного для скважины технологического режима или об имеющихся неполад­ках в работе насосной установки.

Улучшение режима эксплуатации и поддержание установ­ленного .оптимального режима в-каждой скважине является_очень важным мероприятием по увеличению производительности сква-

52 Билалова Г.М.

Во время эксплуатаци ....огда добывные возможности скважин превышают подачу насосной установки. В то же время применение других, более высокопроизводительных способов эксплуатации скважин невозможно по различным техническим и

технологическим причинам.

Поэтому стараются определить максимальный дебит жид­кости, который можно получить из данной скважины путем под­бора соответствующей насосной установки. Наряду с увеличением производительности скважин ставят задачу и увеличения межре­монтного периода их работы. Последнее особенно важно при экс­плуатации наклонных скважин.

Таким образом, критерием оптимизации (количественным показателем экономического эффекта принимаемого решения) яв­ляется прирост добычи и увеличение межремонтного периода ра­боты скважин.

Процесс оптимизации режима работы скважин включает в себя выявление фонда скважин для технологических мероприятий по оптимизации режимов работы насосных установок, их подбор и практическое осуществление рекомендаций.

В начале расчетов по оптимизации необходимо определить коэффициент продуктивности работающей скважины. Для этого определяют забойное и пластовое давление или по динамическому и статическому уровням и дебиту, или же эти давления замеряют глубинными манометрами. Забойное давление, рассчитываемое по динамическому уровню, складывается от массы газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины и затрубного давления, а также от массы газоводонефтяного столба в эксплуатационной колонне от приема насоса до верхних отверстий перфорации в ра­ботающей скважине.

Пластовое давление рассчитывают по замеренному стати­ческому уровню во время остановки скважины на восстановление забойного давления до пластового.

Таким образом, перед остановкой скважины отбивают ди­намический уровень и замеряют дебит, а по прохождении времени восстановления давления отбивают статический уровень.

Для определения максимально возможного дебита скважи­ны задаются допустимым минимальным забойным давлением для данной скважины. При этом исходят из геолого-промысловых и технических ограничений: разрушение призабойной зоны, предот­вращение выделения в призабойной зоне парафина, солей или -свободного газа, сохранение целостности -эксплуатационной ко- -лонны и цементного кольца и т. д.

Квурсовое проектирование по ЭНТМ 53

Задаются также минимальным давлением на приеме насо­са, обеспечивающим его нормальную работу, т. е. без вредного влияния газа и с необходимой величиной коэффициента подачи.

При выборе штангового насоса и параметров скачивания 8 и п исходят из нагрузки в точке подвеса штанг. Величина этой на­грузки ограничивается прочностью штанговой колонны и грузо­подъемностью станка-качалки. Остальные расчеты производят в соответствии со схемой выбора насосной установки, приведенной

выше.

В наклонной скважине глубину подвески насоса опреде­ляют с учетом удлинения ее ствола.

При значительном отклонении оси насоса от вертикали ухудшаются условия работы всасывающего и нагнетательного клапанов. Поэтому определяют допустимый угол наклона, обеспе­чивающий нормальную работу насоса

Надежность работы насосной установки зависит от сил трения между цилиндром и плунжером, определяемых в значи­тельной степени величиной изгиба оси штангового насоса. Поэто­му определяют радиус скважины, позволяющий располагать насос без деформации

Оптимальный дебит в работающих скважинах можно ус­танавливать также путем улучшения коэффициента подачи насоса, принятия мер борьбы с песком или уменьшения суточного отбора

жидкости.

На практике часто встречаются случаи, когда производи­тельность насосной установки превышает продуктивность сква­жины несмотря на использование насоса малого диаметра. Такие скважины называют мало-дебитными (дебит менее 5 т/сут).

После пуска в эксплуатацию малодебитной скважины на­сос быстро откачивает поступающую из пласта жидкость, уровень ее снижается до приема насоса В результате этого коэффициент подачи насоса резко падает. Для повышения коэффициента полез­ного действия насосной установки, уменьшения износа ее отдель­ных узлов и сокращения расхода электроэнергии (П. е. для опти­мизации режима работы насосной установки) такие скважины пе­реводят на периодическую эксплуатацию Последняя заключается в том, что после понижения уровня до приема насоса скважину останавливают для накопления жидкости, после чего вновь пус­кают в работу. Целесообразность периодической эксплуатации и соответствующий режим работы скважины устанавливают путем анализа данных, исследования е .фиток.

Наиболее- подходящим ,ля перевода на периодическую эксплуатацию являются сква; ины, не дающие песка, имеющие

54 Билалова Г.М.

низкие коэффициенты продуктивности (медленно восстанавли­вающие уровень жидкости) и сравнительно высокие статические уровни. К этой категории относятся скважины с высоконапорными пластами, с очень слабыми притоками жидкости.

Скважины с низким и быстро восстанавливающимся ста­тическим уровнем нецелесообразно переводить на периодическую эксплуатацию, так как возникает необходимость частого запуска и остановки станка-качалки. Если этого не делать, то будет наблю­даться снижение добычи нефти.

В большинстве м.алодебитных скважин приток нефти из пласта непрерывно уменьшается с подъемом уровня жидкости из-за создающегося противодавления на пласт. Поэтому периоды на­копления жидкости устанавливают исходя из допустимых потерь и экономической эффективности различных режимов эксплуата­ции малодебитной скважины.

Наибольший эффект достигается при наличии в скважинах зумпфа (часть скважины ниже подошвы эксплуатируемого пласта, исполь­зуемая для накопления жидкости и различных осадков) достаточной высоты такие скважины эксплуатируются без противодавления на пласт.

3,3 Преимущества и недостатки ШСНУ в сравнении с другими способами эксплуатации

Все известные способы эксплуатации нефтяных скважин можно разделить на две основные группы: фонтанная эксплуатация и механизированная. В залежах, обладающих очень большими запа­сами естественной пластовой энергии, которых достаточно не только для продвижения жидкости по пласту, но также и для подъ­ема ее на поверхность, осуществляет - фонтанная эксплуатация

В процессе фонтанной эксплуатации скважин, когда уро­вень пластового давления оказывается недостаточным для подъема нефти на поверхность, переходят к механизированным способам эксплуатации нефтяных скважин газлифтному, то есть компрессор­ному и насосному. При компрессорной эксплуатации жидкость поднимается на поверхность сжатым газом или воздухом, который подается к нижнему концу подъемных труб, спущенных в скважи­ну. Компрессорный способ эксплуатации по существу является ис­кусственным продолжением фонтанирования; нагнетаемые в сква­жину газ и воздух: восполняют недостаток пластового газа, совер­шая работу по подъему жидкости на поверхность.

При компрессорной эксплуатации можно добиться очень

Курсовое проектирование по ЭНГМ_________________________

высокой производительности скважин, не уступающей ее произво­дительности в период фонтанирования.

Поэтому компрессорный способ эксплуатации с успехом применяется в скважинах, которые допускают откачку количества жидкости и имеют достаточный для эффективной работы газового подъемника столб жидкости. В последнее время для обеспечения высоких отборов в жидкости из скважины, прекративших естест­венное фонтанирование. С успехом стали применяться погружные электроцентробежные насосы. Это многоступенчатые насосы не­большого диаметра, вал которых соединен с

валом двигателя. Такой агрегат спускается в скважину под уровень жидкости на насосных трубах. Электроэнергия подается с поверх­ности по бронированному кабелю.

Большинство скважин на месторождениях эксплуатируются при помощи глубинных штанговых насосов. Штанговый глубинный насос устанавливается на конце подъемных труб под уровнем жид­кости в скважине; его поршень (плунжер) приводится в движение шатуно-кривошипным механизмом, называемым станком-качалкой.

Штанговые глубинонасосные установки предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены штан­говыми глубинными насосами. С их помощью добывается около 30 % нефти.

ШСНУ характеризуют следующие основные параметры: подача, развиваемое давление, КПД, надежность, масса.

Подача определяется количеством пластовой жидкости (м ), поднимаемой за единицу времени (сутки). Поскольку пластовая жидкость состоит из смеси нефти, воды. Газа, песка, солей и других примесей, то необходимо учитывать производительность установки по количеству нефти, поднимаемой на поверхность.

Развиваемое давление ШСНУ определяется глубиной под­вески насоса с учетом подпора на его приеме, который при работе установки в стационарном режиме обусловлен динамическим уровнем пластовой жидкости. Помимо этого развиваемое давление зависит от плотности жидкости, гидравлического сопротивления труб и величины буферного давления на устье скважины.

К.п.д. ШСНУ - отношение работы приводного двигателя, затраченной на подъем единицы массы жидкости, к полезной рабо­те для данной скважины. Особенностью работы ШСНУ является использование в ряде случаев эн л растворенного в откаченной жидкости газа, что приводит к ут лчению клт.д. установки.

Надежность установки характеризуется долговечностью,


56 БилаловаГ.М.

ремонтоспособностью и безотказностью.

Масса установки складывается из массы металла ее подзем­ной и наземной частей. Увеличение массы отрицательно сказывает­ся на стоимости установки в целом, усложняет обслуживание и ре­монт как подземной, так и наземной частей установки. При боль­шой массе ШСНУ для монтажа ее требуется сооружение дорого­стоящего и трудоемкого фундамента.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30-40 м"1 при средних глубинах подвески 1000-1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.

В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000м.

Широкое распространение ШСНУ обуславливают следую­щие факторы:

  1. простота ее конструкции;

  2. простота обслуживания и ремонта в промысловых усло­виях;

  3. удобство регулировки;

  4. возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

  5. малое влияние на работу ШСНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

6) возможность эксплуатации скважин малых диаметров.
Недостатком УСШН является необходимость размещения

станка - качалки на мощном фундаменте, наличие промежуточного звена насосных штанг, недостаточная производительность.

Штанговая насосная эксплуатация нашла широкое примене­ние благодаря использования в весьма широких диапазонах глубин.

3.4 Подбор основного глубиннонасосного оборудования











3.5 Наземное и подземное оборудование глубинонасосных скважин

Основными критериями выбора способа эксплуатации на ме­сторождении являются:

заданные отборы нефти и жидкости по скважинам, обу­словленные оптимальными условиями разработки;

достаточная надежность применяемого способа эксплуата­ции на данном месторождении, обеспечивающая планируемый межремонтный период работы скважины;

Кроме того, в выборе способа эксплуатации должны учиты­ваться;

физико-химические свойства негЬти и водонефтяной эмуль­сии, их коррозионная характеристика, газовый фактор, давление на­сыщения;

профиль скважины, глубина забоя, диаметр эксплуатацион­ной колонны;

режим работы месторождения во времени, пластовое дав­ление.

Анализ возможных способов эксплуатации Демкинского ме­
сторождения показал, что из известных на сегодня техники и техно­
логии заданным критериям в
наибольшей степени удовлетворяют механизированные установки
скважинных г. -,..-.-- ~ - - - - -
штанговых насосов (УСШН), электровинтовых насосов (УЭДН).

Курсовое проектирование по ЭНГМ 63

электродиафрагменных насосов (УЭДН).

Режим откачки и тип оборудования выбирают с учетом сле­дующих основных требований:

  1. При выборе типа приоритетом пользуются штанговые вставные насосы Пои наличии осложняющих условий (отложения парафина, солей, коррозийность среды) - невставные насосы.

  2. Искривление ствола скважины в месте установки насоса не должно превышать 2° на 10м; угол наклона должен быть не более 42°. В противном случае глубина подвески насоса должна быть уменьшена шагом, соответствующим инклинограммы.

  3. Заданная подача насоса обеспечивается наибольшей длиной хода станка-качалки, наименьшим диаметром насоса и час­тотой качаний.

Интервал дебитов, м~Усут

Диаметр плунжера, мм

Доля ступеней в колонне шташ

Типоразмер НКТ

19 мм

22мм

25 мм

0-10

38,44

0.5

0,5

-

73х5,5Д

10-20

44,57

0,3

0,5

0,2

85x6,5

Следует отдавать предпочтение вставным безвтулочным на­сосам.. На смену таких насосов при ремонтных работах требуется меньшее время, чем для трубных.

До недавнего времени основным изготовителем глубинных (скважинных) насосов (ГШН) для стран СНГ являлся Суруханов-ский машиностроительный завод г.Баку (бывший завод им. Дзер­жинске го V

Изготовление насосов проводилось по ОСТ 26-16-06-86.

АО «Ижнефтемаш» закупило лицензию, технологическую до­кументацию на глубинные штанговые насосы по стандартам АР1 у фирмы «Шеллер-Блекманн» (8В8) и с 1994 г. приступило к серий­ному выпуску насосов.

Эти насосы предназначены для откачки жидкости из нефтя­ных скважин с обводненностью до 99%, содержанием механиче­ских примесей до 15 г/л, содержанием сероводорода до 300 г/л, ми­нерализацией до 200 г/л, концентрацией ионов водорода (рН) 3-8.

По присоединительным размерам и резьбам выпускаемые
насосы модернизированы под отечественное скважинное оборудо­
вание. Соответствие насосов по АР1 и ОСТ 26-16-06-86 приведено

64

Билалова Г.М.

в табл.9

Таблица 10

Тип насоса

Обозначение по АР 1

Соответствующий аналог по ГОСТ

Вставные толстенные насосы с верхним механическим креплени­ем

20-106-КНАМ-ХХ-4-X

НВ1Б-29

20-125-КНАМ-ХХ-4-X

НВ1Б-32

20-150-КНАМ-ХХ-4-

X

НВ1Б-38

20-175-КНАМ-ХХ-4-X

Н81Б-44

оставные толстенные насосы с нижним механическим креплени­ем

20-106-КНАМ-ХХ-4-X

НВ2Б-29

20-125-КНДМ-ХХ-4-X

НВ2Б-32

20-150-КНАМ-ХХ-4-X

НВ2Б-38

20-175-КНАМ-ХХ-4-

НВ2Б-44

Х

Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости из скважины на поверхность. На долю штангового насос­ного способа эксплуатации на предприятии приходится около 70% действующего фонда скважин, которые обеспечивают до 60% об­щего объема добычи нефти.

Штанговая насосная установка состоит из наземного и под­земного оборудования. Наземное оборудование включает в себя: станок-качалку (СК), состоящую из рамы, стойки, редуктора, элек­тродвигателя, кривошипа, шатуна, балансира, станции управления, устьевого сальника и устьевой обвязник.

В подземное оборудование входят: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги, скважинный штанговый насос. Кроме того подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые якори, хвостовики, глубинные доза­торы), присоединяемые к проемному патрубку насоса и улучшаю­щие его работу в осложненных условиях (газ, соли, парафин, пе­сок.)

Таблица 11 Надземщое и подземное оборудование.

Наименование.

Ед. изм.

Наличие на 01.01.02

Надземное оборудование.

Курсовое проектирование по ЭНГ'М

65

сад 8-з-40оо

шт.

13(1 не действ, разобр. скв 629)

ПНШ-25-21

шт

I (скв. 624)

ПНШ-80-3-40

шт

20

1Л.Г1ДН

шт.

Хайленд Кород

гит.

1

Устьевая арматура АУ-40/150

шт

34 (действ ) 4 (не действ, скв. 629. 956, 1 177, 1165)

Подземное оборудование

Насос НВ-32

шт.

26

Насос НВ-43

шт

4

Насос ВСр-60

шт.

3

Насос ВС0- 100

шт.

1

1 ТТГТ -1 ^И

Г11^1 4-,Ц

м.

-37585

Штанга Ф22

м.

-12528

Штанга Ф19

м.

-25057

Наибольшее применение нашли станки - качалки нормаль­ного ряда СКН-5, количество которых составляет 9,67% от общего количества станков - качалок, а также СК-8 и СК-6, составляющих 21,19% и 10,12% соответственно от общего наличия станков-качалок и ПНШ-80-3-40

I. Станки-качалки - индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. В настоящее время различают 20 типов станков- качалок. Которые отличаются грузоподъемностью от 1т. - 20 т. И отличаются станки-качалки типом уравновешива­ния.

По грузоподъемности различают следующие уравновеши­вания:

  1. Балансирные - для станков-качалок с малой грузоподъем­ностью (СК-2), устанавливают на заднем плече балансира в виде чугунных плит.

  2. Комбинированные уравновешивания - для станков-качалок с средней грузоподъемностью (СК 3), груз на балансире и криво­шипе.

  3. Роторное (кривошипное) уравновешивание - для станков-качалок с большой грузоподъемностью груз на кривошипе в виде полуовальных чугунных отливок-пластин. Длина хода устьевого штока (амплитуда движения головки балансира) шатается путем

66 Билалова Г.М.

изменения места скрепления кг аипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка п^'.Г^а кривошипа в другое отверстие). Число качаний (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя, на другой с большим или меньшим диаметром.

4. Условное обозначение СКД-8-3-4000 расшифровывается следующим образом: станок-качалка нормального ряда,

грузоподъемностью - 5 т.; максимальная длина хода устьевого штока - 30дм; максимальное число качаний балансира в минуту - СКД-8-3-4000: станок-качалка дезаксиальная, номинальный крутящий момент на выходном валу редуктора - 40 кН- м. Конструирование станко-качалок в дезансиальном исполнении позволяет уменьшить высоту, сократить размеры и массу отдельных элементов и значительно снизить их металлоемкость.

У станков-качалок с аксиальным исполнением, одинаковое время хода штанг вверх и вниз. В дезаксиальных - средняя скорость движения точки подвеса штанг в каждом полуцепий (ходах вверх и вниз) в зависимости от направления кривошипа -,- изменяется. На­пример. Для механизма с положительным дезаксином при одинако­вых направлениях вращения кривошипа и балансира, ход штанг вверх происходит быстрее хода вниз; при разных направлениях вращения кривошипа и балансира, ход вверх происходит медленнее хода вниз

Условное обозначение СКД-8-3-4000 расшифровывается: станок-качалка восьмой модели, грузоподъемностью - ]2т., с мак­симальной длиной хода полированного штока 2,5м и с наимень­шим допускаемым крутящим моментом на валу редуктора - 40 кН- м.

П. По результатам данных наибольшее применение нашли штанги типа: ШГ-19 количество которых составляет - 25057т штук и штанги ШГ-22 - 12528т.штук.

Штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжера насоса. Штанга представляет собой стержень кругового сечения с утолщенными головками на концах. Выпускают штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм, и длиной 8м для нормальных условий экс­плуатации. Готовится выпуск высокопрочных штанг диаметром 12, 16 и 28 мм, предусмотренных стандартом коррозионно-стойчивых штанг. Разрабатывается колонна штанг, наматываемая на барабан.

Для регулирования длин колонны штанг с целью нормаль­ной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укорочен­ные штанги ("футовки") длиной К 1,2; 1,5: 2 и 3 м. Штанги соеди­няются муфтами. Муфта представляет собой цилиндрическую

Курсовое проектирование по ЭНГМ 67

втулку с внутренней резьбой и местом под ключ, упорные и опор­ные бурты в переходной зоне для посадки штанг на элеваторы при спуске и подъеме их из скважин. Выпускаются также полые (труб­чатые) штанги из труб.

Особая штанга - устьевой штон (полированный штон), со­единяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована. Чтобы устьевой сальник быстро не истирался. Он изго­тавливается без головок. А на концах обычной насосной штанги вместо полированного устьевого штока не допускается, так как это приводит к нарушению герметичности скольжения и верхнему об­рыву штанг. Штанги транспортируются в специальных пакетах, резьба защищается предохранительными колпачками и пробками от повреждения, грязи и влаги. Для защиты от коррозии осуществляют окраску и цинкование.

III. Несмотря на большое количество созданных в настоящее время конструкций скважинных поршневых насосов, их можно раз­делить на два класса - не вставные и вставные. Наиболее широкое распространение среди невставных насосов получили штанговые глубинные насосы НСВ-43 - 4 шт., среди вставных насосов -НСВ1-32-26шт.

  1. Невставгюй насос выпускается под шифром НСН, внутрен­ний диаметр цилиндра — 28, 32. 38, 43, 55, 68, 82, 93мм. Подразде­ляют на два типа НСН-1, НСН-2. Предельная глубина спуска насоса НСН-1 до 1200м, НСН-2 до 150м. Невставной насос опускают в скважину по частям. Вначале цилиндр на насосньгх трубах, а затем на штангах плунжер с клапанами. Извлекают также гго частям.

  2. Вставной насос имеет шифр НСВ, внутренний диаметр ци­линдра 28, 32, 38, 43, 55, 68 мм и длиной до Юм. Подразделяют на два типа НСВ-1, НСВ-2. Предельная глубина спуска насоса НСВ-1 до 2500м, НСВ-2 до 25()0-3000м. Насосы вставные спускаются в стиранном виде внутрь насосно-компрсссорных тру^ на штангах. Крепление НСВ происходит на замковой опоре, которая предвари­тельно спускается на насосно-компрессорных трубах. Насос извле­кается их скважины при подъеме только насосно-компрессорных труб. Преимуществом вставньгх насосов является ускорение и уп­рощение подземного ремонта так как при этом поднимают только штанги с насосом. Колонну насосно-компрессорных труб извлека­ют только по каким-либо техническим причинам (чистка или про­мывка забоя, устранение утечек в трубах или дефекты замковой опоры).

Недостатком вставньгх нг л является то, что для них не­обходимо иметь насосные труб ,,ольшего диаметра, чем для не­вставных.

68 Билалова Г.М.

Насосы НСН-1 и НСВ-1 имеют один нагнетательный и один всасывающий клапаны. Насосы НСН-2 и НСВ-2 имеют один всасы­вающий и два нагнетательных клапана.

Основные узлы штангового скважинного насоса: цилиндр, плунжер, клапаны: всасывающий и нагнетательный.

Цилиндр насосов выпускают в двух исполнениях: 1) вту­лочные (собранные из коротких стальных или чугунных втулок, каждая длиной 300мм); 2) безвтулочные (из цельной стальной тру­бы - внутренняя поверхность полированна). Плунжер - изготавли­вают из стальных труб длиной - 1,2; 1,5; 1,8м. Наружная поверх­ность плунжера и внутренняя поверхность втулок - отпалированы.

Плунжеры бывают по типу поршня, бывают стальные и гуммированные. Гумированные применяют редко. Плунжеры ис­полнений П1Х, Ш'Х, П1И, П2И изготавливаются из сталиСт-45. В зависимости от содержания механических примесей в откачиваемой жидкости, плунжеры принимают гладкими, с кольцевыми канавка­ми, с винтовой канавкой, типа нескобрей или армированными рези­новыми кольцами. В зависимости от величины зазора между плун­жером и цилиндром изготавливают насосы четырех групп. В штан­говых насосах применяют шариковые клапаны, поверхность кото­рых, и седел клапанов подвержены термообработке, отпалированы и изготовлены из нержавеющей стали. Всасывающий клапан состо­ит из наконечника конуса, из седла, шарика и клапанной клетки с отверстием для выхода нефти. Конус и клапанная клетка соединены при помощи резьбы. В верхнюю часть ввинчивается захватываю­щий шток или штон ловителя.

IV. Наиболее широко применяются иасосно-компрессорные грубы (НКТ) с усковным диаметром 73мм - 2,5". Максимальный диаметр насосно-компрессорных труб не должен превышать при 146 мм — эксплуатационной колонны - 73мм, при эксплуатационной колонне 168мм — 89мм при 194мм — 114мм.

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по насосно-компрессорным трубам. Они могут называться по способу эксплуа­тации: фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми. Эти трубы изготавливаются диаметром 33-114мм, с длиной от 5,5-10м, с толщиной стенок от 4 до 7мм.

Насосно-компрессорные трубы выпускаются из стали груп­пы прочности Д, К, Е, Л, М, Р. На насосных трубах нарезают пони­женную треугольную резьбу под углом 600 и с конусностью 1:16, Резьбы труб и муфт должны быть без заусенцев, рвани и других де­фектов. При свинчивании труб с муфтами-должна применяться смазка или другие уплотнители, Обеспечивающие герметичность

Курсовое проектирование по ЭН1 М 69

соединения.

НКТ могут быть гладкими и высаженными наружу концами. (Соединяются при помощи муфт. Наиболее прочными являются грубы с высаженными наружу концами. Наибольшее применение кашли трубы диаметром 60-73мм. Предельная глубина спуска НКТ >ависит от диаметра и группы прочности материала и может быть от 1780-4250м, при этом допускается зазор между обсадной колон­ной и муфтой НКТ до 12-1 5 мм.

С целью предотвращения отложений парафина и солей в трубах, а также защита от коррозии внутреннюю поверхность НКТ покрывают эмалями, эпоксидными смолами, лаками, а также произ-нодят остеклование труб.

V. Устьевое оборудование скважин, эксплуатируемых штан­говыми скважными насосами, предназначено для отвода извлекае­мой продукции при работе насоса, отбора газа из межтрубного про­странства. Герметизации устья, подвески НКТ, закачки в скважину раствора глушения и различных реагентов и проведения исследова­тельских работ.

На глубинно-насосных скважинах устанавливается стан­дартная устьевая арматура, выпускаемая Ленииогорским ремонтно-механическим заводом. Это арматура рассчитана на рабочее давле­ние 125 нГС/см , диаметр колонного патрубка составляет - 146мм, внутренний диаметр тройника - 55мм, диаметр отверстия в план­шайбе - 38 мм, высота - 1000мм, длина — 940мм, ширина 570мм, нес - 130кГс. Эта арматура позволяет заглушить скважину перед подземным ремонтом скважины (ПРС), и допускается возможность отбора из затрубного пространства большего количества газа без опасности замараживания линии в зимнее время.

Кроме того, применяют устьевую арматуру типа АУ-40/150,
рассчитанную на рабочее давление 15 МПа. Все типы устьевого

Оборудования снабжаются устьевым сальником.

способными являются сальники СУС1-73-31 и СУС2А-73-31, рас­
считанные на давление 4МПа, с самоустанавливающейся головкой . _
с одинарным или двойнмм уплотнением.

Устьевойр сальник СУС1 в отличие от СУС2А имеет одинарное уплотнение и две направляющие втулки.

3.6 Анализ режимов работы скважин

В-НГДУ скважин, оборудованных ШСН - 3 5Среднесуточный дебит одной скважины эксплуатируемой ШСН - 5,3 тн/сут, бит по -жидкости.-4,68 тн/сут.Объединенность продукции скважин добываемой ШСНУ составляет 3,5%.



70 Билалова Г.М-.

Таблица 12

В таблице 12 приведены сведения о режимах работы 10 скважин. Анализ режимов работы вышеприведенных скважин пока­зывает, что скважины эксплуатируются со следующими параметра­ми:

I аКИМ 00р«О\ЛИ, *Ч„> С1ПС1ЛГАЗС1 р^/1\ 1-1 №1 \Л1 рьЮчЛЫ ^1\15йИ\ИЫ ^

Рзайнас эксплуатируется 2 скважины средний уровень по жидкости колеблется от 1 до 5 мУсут., обводненность в среднем составляет 10-40%; с коэффициентом подачи ниже оптимального, т.е. 0,5 рабо­тают 5 скважин.

  1. Наземное оборудование скважин представлено в основ­ном станками-качалками типа СКД-8 - 3 - 4000. ПНШ 80 - 3-40, из которых.преобладает ПНШ 80-3-40.

  2. Применяемые штанги изготовлены из сталей 20ХН, 15

НМ, 40У, имеющие приведенное сопротивление разрыв
соответственно 7*10-1, 99 МПа.

7) Колонна штанг комплектуется двумя диаметрами

штанг в соотношении 60-40% .

8) Средняя величина'погружения" насосов под динамический уровень составляет более—300--м-, что обеспечивает

давление на приеме 2,5-3МПа

72 БилаловаГ.М.

количество жидкости мог бы подать насос при условии полного за­полнения пространства цилиндра, освобождаемого плунжером, и при отсутствии утечек нефти в насосе и в подъемных трубах.

Действительная (фактическая) подача насоса почти всегда

меньше теоретической.

Отношение действительной подачи насоса и теоретической

называется - коэффициентом подачи насоса:

Тогда действительная подача штангового насоса бу­дет:

где ап - коэффициент подачи насоса. Коэффициент подачи насосной установки может быть са­мым различным - 0,1 и больше до 0,8-0,9. Обычно считается, что насосная установка работает хорошо, если коэффициент подачи его

не меньше - 0,6.

В скважинах, в которых проявляются, так называемый фон­танный эффект, то есть в частично фонтанирующих через насос

скважины, может быть " >1.

3.8. Исследование скважин оборудованных ШСНУ

Существует множество методов исследования скважин и технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об измене­ниях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая ин­формация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рацио­нальных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидко­сти из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте

- полезно! о действия.

Исследование скважины, оборудованных штанговыми насо­сами в основном осуществляется гидродинамическими методами при установившихся или при не\ становившихся режимах их рабо­ты.

Метод исследования скважин пфи установившихся режимах основан определением зависимое I и дебита скважины, от забойных пякпенип Гили уровней) и своди гея к построению индикаторных

Курсовое проектирование по ЭНГМ 73

кривых, характеризующих продуктивность скважины. Исследова­ние проводится на двух-трех режимах работы. При этом получают значения дебитов и забойных давлений, соответствующих каждому режиму. Изменение режима эксплуатации скважин достигается из­менением длины хода устьевого штона или числа качаний баланси­ра, а в некоторых случаях - изменением глубины подвески насоса.

Сущность метода исследования скважины при неустано­вившихся режимах заключается в следующем. При установившемся режиме работы скважины замеряются дебит и соответствующий ему уровень (динамическое забойное давление). Прекращается ра­бота насоса и начинается наблюдение за изменением динамическо­го уровня жидкости (давления на забое) в течение времени, необхо­димого для восстановления уровня (давления) близкого к статиче­скому, замером уровня через каждые 30-60 минут. Затем включает­ся ггасос и прослеживается уровень в течение 3-4 часов с указанием интервалов времени между отбивными уровня и измеряется объем жидкости откаченной насосом за этот же отрезок времени.

Изменение давления во времени фиксируется при помочи скважинного манометра, установленного ниже насоса или маномет­ра, смонтированного на затрубной линии скважины.

Для непосредственного замера забойных давлений при ис­следовании скважины в нее должен быть спущен регистрирующий глубинный манометр. Созданы скважинные малогабаритные маг­нитно-упорные манометры МММ-1 диаметром 18-22мм. Прибор спускается в затрубное пространство (поскольку в НКТ находятся штанги), при работающей скважине, на стальной проволоке через патрубок устьевого оборудования при эксцентричной подвеске НКТ. Он позволяет осуществлять замер забойного давления, давле­ния на приеме насоса и поинтервальный замер давления по стволу скважины. В вертикальных скважинах спуск этих приборов через затрубное пространство не вызывает особых осложнений, в глубо­ких и искривленных скважинах возможны прихваты и обрывы про­волоки.

Для исследования глубинонасосных скважин применяют специальные глубинные манометры - лифтовые (МГН-1, МГН-2), которые подвешивают к приемному патр}бку штангового насоса и спускают в скважину (до 10 суток и более), обеспечивая возмож­ность местной регистрации в процессе исследования. Однако необ­ходимость проведения спуско-подъемных операций с НКТ и поте­рей добычи нефти применения лифтовых манометров ограничено. Поэтому такие исследования насосных скважин проводятся в ис­ключительных сл\ чаях: при необходимости определения пластовых давлений в различных частях залежей для составления карг равных


74 Билалова Г.М.

давлений (карт изобар) или ддг эвой проверки данных исследо­ваний скважин, проведенных дну» ими методами.

В большинстве случаев при исследовании насосных сква­
жин находят зависимость "дебит динамический уровень". Забойные
давления при этом определяют косвенным путем по формуле гид­
ростатического давления: замеряют высоту столба жидкости до ди­
намического уровня, определяют удельный вес газированной жид­
кости, заполняющей скважину: /динамический уровень жидкости;

рж - средняя плотность жидкости в скважине (в за-трубном пространстве и ниже приема насоса).

Определение глубин кди;1 от устья скважины до динамиче­
ского уровня жидкости, устанавливающегося при каждом режиме
откачки, осуществляют с помощью эхолота: ,, *»у

Применение эхометрических установок для замера динами­ческого уровня, получили самое широкое распространение, осно­ванные на принципе звуковой волны от уровня жидкости в затруб-ном пространстве скважины. На промысле применяют также и спо­соб волнометрирования, только вместо звукового импульса - посы­лается импульс давления газа.

Сущность эхометра заключается в следующем: в затрубном пространство с помощью датчика импульса звуковой волны посы­лается звуковой импульс.

3.9. Контроль заработай скважины, оборудованной ШСНУ

Для контроля за паботой штанговых насосов и для измере­ния нагрузок на Штанги применяются особые приборы, называемые - гидравлическими динамографами, типа ГДМ-3. При помощи ди­намографа регистрируются, проверяются исправность работы штангового насоса и выявляются механические неисправности от­дельных узлов подземного оборудования: не герметичность прием­ного и нагнетательного клапанов насоса, влияние газа на его рабо­ту, прохват плунжера, обрыв штанг, неправильность монтажа насо­са, не герметичность труб. Эти изменения нагрузки прибор записы­ваются на бумаге. Записанная таким образом диаграмма носит на­звание - динамограммы штангового насоса, а ее снятие - динамо-метрированием ЩСЫУ. В зависимости от принципа работы разли­чают механические, эметрические, электромагнитные, изометриче­ские и гидравлические.

Рис. 3 Динамограф

При исследовании насосной скважины динамограф устанав­ливают в канатной подвеске. Динамограф (рис. 5) содержит две ос­новные части: измерительную и самописец. Измерительная часть

76 Билалова Г.М.

ирибора сострит из (-1 Ь) и рычаг )_). Полость (10) шесдозы запол­нена спиртом или водой. Ш[ -.-..*> (9), опираясь на латунную или резиновую мембрану шесдозы, передает на жидкость давление, за­висящее от величины силы. Создаваемой рычагом (12). Давление

ЖИДКОСТИ В ШССДО-Зе ЧсрСЛ 1\.аНк1ЛЛрПуги ГруЛЛ^у к-л; ^и^иргшжчиил^ч,^

пружиной (7). При изменении давления пружина разворачивается или сворачивается, а связанное с ней перо (6) чертит линию погруз­ки. Бланк диаграммы прикреплен к столику (5) самописца. При движении динамографа вверх нить (1), прикрепленная одним кон­цом к неподвижной части устьевого оборудования, сматывается со шкивам (2)и при этом вращает ходовой винт (3), а ходовая гайка вместе со столиком (5) движется вверх вдоль направляющих (4).

В полости винта помещена возвратная спиральная пружина, которая при ходе динамографа вниз возвращает столик в первона­чальное положение. Это обеспечивает дублирование столиком дви­жения сальникового штона в определенном масштабе. Масштаб за­писи хода сальникового штона зависит от диаметра шкива (2). Сменные шкивы позволяют записывать перемещение столика в масштабе 1:15, 1:30, 1:45.

Динамограф предварительно торируют на специальной та-рировочной машине. Динамограф ГДМ-3 выпускают с пределами измерения 40, 80 и ЮОкН.

За каждый ход работы насоса на картограмме чертится замкнутая фигура. По горизонтальной оси фиксируется длина хода полированного штона в соответствующем масштабе, а по верти­кальной оси - замеряющая нагрузка.

Простейшая теоретическая динамограмма работы штангово­го насоса имеет форму - параллелограмма.

Нагрузка на полированный штон по мере передвижения вверх и вниз изменяется в следующем порядке:

1) Ход вверх - в конце хода вниз (до начала хода вверх) саль­никовый штон, а следовательно и плунжер насоса находятся в крайнем нижнем положении. При этом нагнетательный клапан на­соса открыт, а всасывающий - закрыт. Этому положению соответ­ствует точка А на динамограмме. В момент начала движения саль­никового штона вверх нагнетательный клапан насоса закрывается, и штон воспринимает нагрузку от веса штанг и столба жидкости в подъемных трубах. Под воздействием этой нагрузки штанги растя­гиваются, а подъемные трубы сокращаются, потому что в этот мо­мент давление столба жидкости воспринимается плунжером.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 7?

повные части: измерительную и самописец. Измерительная часть прибора состоит из (11) и рычага (12). Полость (10) шесдозы запол­нена спиртом или водой. Поршень (9), опираясь на латунную или резиновую мембрану шесдозы, передает на жидкость давление, за­висящее от величины силы. Создаваемой рычагом (12). Давление жидкости в шесдозе через капилярную трубку (8) воспринимается пружиной (7). При изменении давления пружина разворачивается или сворачивается, а связанное с ней перо (6) чертит линию погруз­ки. Бланк диаграммы прикреплен к столику (5) самописца. При движении динамографа вверх нить (1), прикрепленная одним кон­цом к неподвижной части устьевого оборудования, сматывается со шкивам (2)и при этом вращает ходовой винт (3), а ходовая гайка вместе со столиком (5) движется вверх вдоль направляющих (4).

В полости винта помещена возвратная спиральная пружина, которая при ходе динамографа вниз возвращает столик в первона­чальное положение. Это обеспечивает дублирование столиком дви­жения сальникового штона в определенном масштабе. Масштаб за­писи хода сальникового штона зависит от диаметра шкива (2). Сменные шкивы позволяют записывать перемещение столика в масштабе 1:15, 1:30, 1:45.

Динамограф предварительно торируют на специальной та-рировочнои машине. Динамограф ГДМ-3 выпускают с пределами измерения 40, 80 и ЮОкН.

За каждый ход работы насоса на картограмме чертится замкнутая фигура. По горизонтальной оси фиксируется длина хода полированного штона в соответствующем масштабе, а по верти­кальной оси — замеряющая нап^зка.

Простейшая теоретическая динамограмма работы штангово­го насоса имеет форму - параллелограмма.

Нагрузка на полированный штон по мере передвижения вверх и вниз изменяется в следующем порядке:

1) Ход вверх - в конце хода вниз (до начала хода вверх) саль­никовый штон, а следовательно и плунжер насоса находятся в крайнем нижнем положении. При этом нагнетательный клапан на­соса открыт, а всасывающий — закрыт. Этому положению соответ­ствует точка А на динамограмме. В момент начала движения саль­никового штона ввепх нэ.гнетательный клапан насоса закпыв~ется и штон воспринимает нагр^'зку от веса штанг и столба жидкости в подъемных трубах. Под воздействием этой нагрузки штанги растя­гиваются, а подъемные трубы сокращаются, потому что в этот мо­мент давление столба жидкости воспринимается плунжером.

78 Билалова Г.М.


Рис. 4 Теоретическая динамограмма

На протяжении процесса растяжения штанг и сокращения подъемных труб плунжер неподвижен по отношению к цилиндру насоса, в то время как сальниковый штон перемещается вверх на величину, равную сумме растяжения штанг и сокращения длины труб. Процесс этот записывается на динамограмме линией АБ (рис. 6). Отрезок АБ пропорционален сумме растяжения штанг и сокра­щения длины труб. В точке Б начинается движение плунжера вверх, при котором открывается всасывающий клапан. Дальнейшее дви­жение плунжера вверх происходит при неизменной нагрузке. Этот процесс на динамограмме записывается прямой БВ. Нагрузка на сальниковый штон при этом слагается из веса штанг, поуженных в жидкость, веса жидкости и силы трения, возникающей при ходе вверх.

2) Ход вниз.

В точке В плунжер и сальниковый штон останавливается в
, крайнем верхнем положении. Всасывающий и нагнетательный кла-

паны закрываются. По мере давления вниз штон, штанга и плунжер разгружаются, передавая нагрузку на подъемные трубы. Трубы при этом растягиваются, а штанги сокращаются. В течение этого про­цесса плунжер пот отношению к цилиндру насоса не перемещается. Этот процесс на динамограмме изображается линией ВГ. Отрезок ВГ пропорционален сумме растяжения груб и сокращения штанг. По окончании процесса разгрузки штона (точка Г) начинается дви­жение поршня вниз, при котором нагнетательный клапан открыва­ется. Дальнейшее движение штона вниз происходит при неизмен­ной нагрузке и изображается на динамограмме линией ГА. Затем в точке А цикл повторяется.

При работе глубинонасосной установки могут быть различ­ные неполадки, приводящие к утечкам жидкости через не плотно­сти в насосе и трубах или снижению коэффициента подачи насоса, что нарушает нормальный процесс изменения нагрузки на полиро­ванный штон. Эти изменения нагрузки легко проследить по дина­мограмме.

| у|и опое нроек I ирование по ЭНГМ /с)

иофцфа позволяет своевременно выявить различные неполадки и 1Н И( правности в работе штанговых насосов и насосных установок в щ юм и устранить их. Весь процесс снятия динамограммы занимает I 'О минуI, то есть происходит почти без перерыва в эксплуатации

| К ЙЙЖИИ.

3.10. Мероприятия по борьбе с осложнениями при экс-п щчшшии скважин

Высокое содержание высокомолекулярных углеводородных I «ч'типений в нефти данного месторождения и температурные усло­вия (пластовая температура 22-26°С) обуславливают отложения па-рафина в нефтепромысловом оборудовании.

Насосный способ эксплуатации и планируемая обводнен­ность продукции скважин будут способствовать появлению сопут-I I иующего процесса - образованию водонефтяных эмульсий, по­вышающих вязкость добываемой жидкости. Два этих процесса в совокупности с конструктивными особенностями скважин (на­клонностью ствола) неизбежно приведут к снижению МРП по при­чине обрыва штанг, снижению ресурса работы насосов и др. Поэто­му разрабатываемые мероприятия по борьбе с осложнениями долж­ны носить совокупный характер по предотвращению АСПО (ас-фальто-смоло-нарафиновые отложения) и образованию стойких эмульсин. В последнее десятилетие проблема предотвращения АС­ПО в добывающих скважинах решается наиболее успешно с помо­щью химических методов. Научные и практические работы прово­дятся параллельно в двух направлениях: предупреждение отложе­ний АСПО в результате введения в поток добываемой нефти раз­личных ингибиторов и удаление АСПО воздействием на них хими­ческими веществами и их композициями.

Несмотря на то, что многими специалистами доказано опре­
деленное преимущество первого направления, роль второго в об­
щем объеме работ по депарафинизации призабойной зоны и нефте­
промыслового оборудования остается и
будет, по видимому, оставаться весьма значительной. Объяснить
это можно следующими причинами:

1. Дозирование ингибиторов предполагает предвари-

тельна ю очистку защищаемой поверхности, которая по рекоменда­
циям большинства специалистов, дает больший эффект при исполь­
зовании химических веществ, а способ является наиболее практич­
ным, надежным и дешевым.
- - 2. Из-за различных составов- ттефтей, геолого-физических

условий месторождений и способов эксплуатации скважин невоз-

80 БилаловаГ.М.

можно разработать \ ниверсалы состав ингибитора для всех неф­тедобывающих районов.

Исходя из этого, основными методами борьбы с отложе­ниями смол и парафинов на месторождении является прокачка в пк 1 горячей нефти, с помощью ци> , а также непрерывно-ванное введение в поток нефти поверхностно-активных веществ (ПАВ) и ингибиторов СНПХ-7214, СНПХ-7215, СНПХ-7523, СНПХ-7491, СНПХ-7920 с дозировкой 50-200 г на т добываемой нефти; периодическая промывка растворителями типа МЛ-80, СНПХ-7870; гидрофобно-эмульсионными растворами (ГЭР), ис­пользование ПНР (планово-предупредительные работы).

В настоящее время перспективным направлением является применение футерованных труб с защитным покрытием. Важной особенностью применения защитных покрытий является то, что они используются в Самых разнообразных условиях эксплуатации. Пра­вильно подобранные покрытия снижают, а в ряде случаев и полно­стью предотвращают запарафинивание оборудования.

В качестве покрытий используют полимерные, эпоксидные и другие материалы. Применение полимерных порошковых мате­риалов позволяет значительно расширить количество защитных по­крытий из нерастворимых материалов. Установлено, что порошко­вые покрытия не подвергаются старению и механическому, что на­дежно защищает подземное оборудование от отложений парафина.

Выбор оптимального способа борьбы с АСНО осуществля­ется опытным путем.

3.11 Выводы и предложения

Известно, что в настоящее время нефть добывается тремя основными способами: фонтанным, газлифтовым и насосным. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважи­ны от забоя на поверхность только под действием пластовой энер­гии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен по металлоемкости и обслуживанию: конструкция скважины состоит только из насосно-компрессорных труб.

Преимущество скважин, оборудованных штанговыми насо­сами, состоит в том, что они наиболее экономичны и гибки в отно­шении регулирования отбора жидкости из скважины. Широкое рас­пространение эксплуатации скважин штанговыми насосами объяс­няется:

1) простотой конструкции насосной установки;

2)- .^возможностью откачки жидкости глубинными насосами

из большинства нефтяных скважин в условиях, когда другие■спосо-

к'урсовое проектирование по ЭНГМ 81

бы эксплуатации неприемлемы или экономически невыгодны (осо-бенно это относится к скважинам с малыми дебитами и низкими \ ровнями жидкости);

  1. полной механизацией процесса откачки;

  2. постоянством режима эксплуатации;

  3. простотой обслуживания установки;

  4. возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

  5. малое влияние на работу ШСНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости (песок, газ, высоковязкие нефти);

  6. высокий КПД.

К недостаткам можно отнести:

  1. невысокий межремонтный период работы скважины;

  2. большая металлоемкость;

  3. на больших глубинах затруднена эксплуатация - увели­чиваются нагрузки, обрываются насосные штанги. Эти нарушения вызывают необходимость применения в глу- • боких скважинных насосов малого диаметра, а с умень­шением диаметра насоса снижается отбор жидкости из скважины.

Для эксплуатации глубоких скважин с низкими статистиче­скими уровнями и для большого отбора жидкости из высоко дебит-иих скважин применяют бес штанговые погружные насосные уста­новки.

В целях достижения определенного эффекта эксплуатации ШСНУ предлагаю кратковремешгую ее работу в форсированном режиме. Например, в случае засорения глубинного насосного обо­рудования удастся запустить его, не привлекая оригаду ПРС.

Ускоренный режим работы ШСНУ применяется при дисти-латной обработке скважины. Освоении их после ПРС, а также мо­жет быть применение пли наличии некоторого износа плунжерной пары, снятии индикаторной кривой. Любое подобное форсирование ШСНУ достигается как правило, за счет агрегата - подъемника из службы ПРС или путем замены действующего воздушного шкива электродвигателя на шкив большего диаметра, что соответственно, в первом случае это обходится дорого, - во втором случае связано с трудностями при перестановке шкивов.

С целью устранения указанных недостатков, на промысле
начали применять универсальный шкив, состоящий из чашеобраз­
ного шкива с равнорасположенными по окружности клиньями с
наружным угловым положением гк утренний конус. Клин взаи­
мосвязан с приводньям-болтом с ,йбой, а внутренней стороной

контактирует с ведущим действу] лдим шкивом привода ШСНУ в

82 Билалова Г.М.

одном случае непосредственно, а в другом - через набор подкладок под конкретный диаметр шкива.

Универсальный шкив монтируется непосредственно на дей­ствующий ведущий шкив электродвигателя, при этом, во избежание биения, болты затягиваются равномерно.

После обработки положенного времени универсальный шкив демонтируется и ШСНУ оставляют на прежнем режиме рабо­ты.

Применение универсального шкива позволяет повысить рентабельность нефтедобычи путем снижения затрат, связанных с кратковременным форсированием ШСНУ.

Одной из причин снижения работоспособности штанговых колонн в наклонно-направленных скважинах является их износ и, как следствие, обрыв. Анализ работы таких скважин, проведенный в ТатНИПИнефть, показал, что в местах искривления оси скважин с интенсивностью 2° на 10м и более штанговую колонну необходимо оборудовать центраторами. К ним относятся специальные штанго­вые муфты с вмонтированными в них роликами или шариками, муфты с гумированной поверхностью, протекторы из износостой­ких материалов надеваемые на тело штанг.

Из известных ранее мероприятий, способствующих умень­шению образования тонкодисперсной эмульсии, упомянем приме­нение колонн НКТ увеличенного диаметра, например, 89x6.5Д, а штанг уменьшенного диаметра. Уменьшению вероятности «зависа­ния» колонны штанг «в вязкой среде» способствуют насосы типа НСВГ с гидравлически "тяжелым низом". Они имеют исполнение вставное НВ1БД1 и невставное ННБД1.

Для лучшего заполнения цилиндра насоса при ходе плунже­ра вверх используют узлы всасывающих клапанов с увеличенными

диаметрами седел.

При подземном ремонте скважин перед сменой оборудова­ния обычно столб нефти в скважине заменяется на столб воды. Призабоиная зона при этом насыщается водой и последующий вы­вод скважины на режим затруднен. Скважины иногда надолго те­ряют прежнюю продуктивность.

В ТатНИПИнефть разработана новая технология глушения скважин, основанная на одновременном использовании двух раз­личных по природе задавочных жидкостей. В зону продуктивного пласта на расстоянии 300-500м от забоя скважины, но не выше ин­тервала подвески глубинного насоса, закачивается задаавочная жидкость на > глеводородной основе (обратная эмульсия), а выше до устья скважины - водны й-раствор соли или пресная вода. Примене-"- '-ние комбинированных задавочных жидкостей позволяет сохранить

Курсовое проектирование по ЭНГМ 83

коллекторские свойства пласта и не ухудшает условия труда бригад текущего ремонта, т.к. НКТ извлекаются из воды.

Немаловажное значение для эксплуатации скважин на за­данном режиме имеет контроль за их дебитом. Для замеров малоде-битного фонда скважин необходимо использовать счетчик количе­ства жидкости СКЖ-15-40, разработанный в ТатНИПИнефть.

Мероприятия по предотвращению осложнений приведены в табл.13.

Таблица 13

Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин

Объем

№ п/п

Необходимые мероприятия

внедрения от фонда,

% ■ ■

Периодич­ность

1

Применение колонны НКТ увеличенного диа-

5

Непрерыв-

метра, а штанг уменьшенного диаметра

но

2

Применение узла всасывающего клапана от насоса, увеличенного типоразмера

50

-

Непрерывная или периодическая подача хим-

реагента на приеме насоса или на устье сква-

3

жины для предотвращения отложении пара-

5

-

фина в колонне НКТ и образования водонеф-

тяной эмульсии

4

Промывка ствола скважины и колонн НКТ горячей нефтью и растворителями

10

1,5-3,0 месяца

5

Задавка скважин по технологии ТатНИПИ­нефть

50

При ПРС

84 Билалова Г.М.

4. ОХРАНА ТРУД~ ^ ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗА­ЩИТА

4.1 Охрана труда и техника безопасности

В задачи охраны труда на нефтегазодобывающем предпри­ятиях входит выявление, ослабление и устранение производствен­ных опасностей и профессиональных вредностей, ликвидация при­чин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих , оздоровление условий труда, предупре­ждение аварий, взрывов, и пожаров, обеспечение охраны природы, защита соседних населенных пунктов и предприятий от неблагопо­лучных и опасных влияний. Ответственность за обеспечение охра­ны труда на нефтяных промыслах возложена на руководителя, ру­ководителей участков и подразделений. Безопасность работ в цехе обязан обеспечить начальник цеха, который отвечает за правиль­ную организацию труда, трудовую дисциплину и обучение рабо­чих и ИТР правилами безопасности и соблюдение их всеми рабо­тающими. Он также обязан следить за безопасностью транспорт­ных и пешеходных путей, зданий и сооружений, должен зарегист­рировать контролируемые Госгортехнадзором установки, своевре­менно расследовать и регистрировать несчастные случаи, аварии и попари.

Производственный несчастный случай происходит на производстве внезапно в течении короткого промежутка времени. И производст­венными опасностями и профессиональным вредностями на нефте­газодобывающих предприятия, относятся: неблагоприятные метео­рологические условия, движущиеся, токоведущие и нагретые части оборудования, вредные вещества /яды, пыль/, опасные излучения /тонизирующие, тепловые, ультрафиолетовые/, шум, вибрация, го­рючие и взрывоопасные вещества, падающие, разлетающиеся при авариях части сооружений и установок, падение работающих. Большое значение для борьбы с травматизмом имеет изучение при­чин происшедших несчастных случаев. Несчастными случаи на производстве считаются случаи происшедшие на территории про­изводства или вне ее при выполнении работы по заданию, а также при доставке работающих на место работы и с работы транспор­том. Не позднее 24часов после несчастного случая проводится рас­следование его комиссии в составе начальника участка или цеха, - общественного инспектора по охране труда и инженера по техники безопасности.

Овладение технологией и техникой добычи нефти включает

Курсовое проектирование по ЭНГМ 85
I рьезное изучение охраны труда и развитие навыков безопасной

работы. Повышение производственной квалификации персонала ■ пировождается возрастанием умения работать с соблюдение пра-1И1 безопасности, углубления знаний опасных моментов при работе и необходимых предупредительных мер. Рабочие поступающие на работу, а также так же переводящие на работу по новой профессии, проходят обязательный инструктаж - вводный и на рабочем месте. Инструктаж проводят инженеры по техники безопасности, спе­циалисты из здравпункта, пожарной охраны, горноспасательной чисти, мастера, начальники участков.

После инструктажа и стажировки рабочие допускаются к | .состоятельной работе только после проверки их знаний специ-ащ.ной комиссией.

В задачи производственной санитарии входит разработка ( апи гарно-гигиенических рекомендаций и устройств для защиты 1>.пинающих от производственных опасностей и профессиональных I ирсдностей. Работа на нефтегазодобывающих предприятиях харак-п ризуется следующими особенностями:!, выполнение болынинст-г.а работ под открытым небом, 2. вероятность контакта с различны­ми пефтями, попутными газами и пластовыми водами, которые яв-

II 1о гея ядовитыми, агрессивными, горючими и взрывоопасными

11 [цествами, 3. большие физические усилия, 4. использование опас­ных для людей кислот, щелочей, взрывчатых веществ, 5. отдален­ное гь рабочих мест от населенных пунктов, санитарно-бытовых и Подсобных помещений, 6. трудность освоения новых малонаселен­ных районов с суровым климатом, труднопроходимыми местами, ипилием кровососущих насекомых и хищных зверей, 7. большое разнообразие машин, механизмов, установок.

При глубинонасосном способе эксплуатации нефтяных | к нажин по сравнению с другими способами отмечено небольшое число несчастных случаев. Это обусловлено наличием движущихся и юковедущих частей СК, необходимостью смазки, обслуживания, частой сменой и ремонтом узлов и деталей. Опасности устраняются при надежном ограждении всех движущих частей и проведении смазки, наладки, и ремонта оборудования при полной остановке - ганка - качалки. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устраиваются площадки с ограничениями.

Работы, связанные со снятием и надеванием канатной под-нески. откидыванием или отделением головки балансира, переста­новкой пальцев кривошипов и уравновешиванием станков-качалок, присоединением и отсоединением I .рки, сменой балансира и 111 кидной головки, снятием и уста- .кой-реторов противовесов, редукторов, электродвигателей, должны проводится при использо-

86 БилаловаГ.М.

вании различных устройств, приспособлений и быть механизирова­ны.

Запрещается провертывать слив редуктора вручную и тормозить его путем подкладывания трубы или лома в спицы. Противовес станка-качалки может устанавливаться на балансире только после соеди­нения балансира с кривошипно-шатунным механизмом и сальни­ковым штоком. Противовес должен быть надежно закреплен. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между проверкой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20см. Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадке не более чем на 1ем. при набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специ­альным зажимом. При смене клиновидных ремней запрещается пользоваться рычагами.

Перед пуском станка - качалки необходимо убедиться в том, что
его редуктор не заторможен, ограждения установлены и в опасной
зоне нет людей, дать словесный сигнал «о пуске».
До начала проведения ремонтных работ или перед: осмотром обо­
рудования переодически работающей скважины с автоматическим,
дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а
на пусковом устройстве вывешивается плакат «Не включай - рабо­
тают люди!». На скважинах с автоматическим и дистанционным
управлением станков-качалок в близи пускового устройства на вяз­
ком месте должны быть укреплены щиты с надписью: «Внимание!
Пуск автоматический». Такая надпись должна быть на пусковом
устройстве
" „ . Персонал, обслуживающий насосную установку, должен

иметь отчетливое представление об опасности электрического тока, о правилах электробезопасности и уметь оказать первую помощь при поражении электрическим током. При обслуживании электро­привода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. Глубиннонасосная установка перед пуском в эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземления электрооборудования дол­жен быть использован кондуктор скважин.

Заземляющим проводником может быть круглая, полосовая, угловая и другого профиля сталь, кроме каната. Для защиты от по­ражения электрическим током при обслуживании станка-качалки примиряют изолирующие подставки.

Работы по обслуживанию станков-качалок весьма опасны и -трудоемки. Это обусловлено наличием движущихся частей - и токонесущих линий, необходимостью с мазки,- обслуживания, час­той смены и ремонта узлов и деталей. Опасности устраняются при

Курсовое проектирование по ЭНГМ 87

надежном ограждении всех движущихся частей и проведении смазки, наладки, ремонта оборудования при полной остановке станка-' ачалки. Для устранения опасности падения с высоты при обслужи­вший и ремонте устраиваются площадки с ограждениями.

Работы, связанные со снятием и надеванием канатной под-пески, откидыванием или опусканием головки балансира,

перестановкой пальцев кривошипов и уравновешиванием | ыпков-качалок, присоединением и отсоединением траверсы, сме­ним балансира и откидной головки, снятием и установкой роторных противовесов, редукторов, электродвигателей, должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированы. При перестановке и смене пальцев кривошипно-шатуного механизма на сальниковый шток следует установить за­жим, а шатун надежно прикрепить к стойке станка-качалки. Запре­щается провертывать шкив редуктора вручную и тормозить его пу-Гсм подкладывания трубы или лома в спицы. Противовес станка-Качалки может устанавливаться на балансире только после соеди­нения бапансира с кривошипно-шатунным механизмом и сальнико-|ым штоком. Противовесы должны быть надежно закреплены. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между |рлверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и \ с гьевым сальником должно быть не менее 20 см.

Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 м. При набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полиро­ванном штоке специальным зажимом.

Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что его редуктор не заторможен, ограждения установлены и в опас­ной зоне нет людей.

До начала проведения ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с ав-юматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен ч тключаться, а на пусковом устройстве вывешиваться плакат: «Не гключать — работают люди!»

На скважинах с автоматическим и дистанционным управле­нием станков-качалок вблизи пускового устройства на видном мес­те должны быть укреплены щитки с надписью: «Внимание! Пуск автоматический». Такая же надпись должна быть на пусковом уст­ройстве

Персонал, обслуживающий насосную установку, должен иметь отчетливое представление ог ~ностях электрического то­ка, о правилах электробезопасно и уметь оказать первую по­мощь при поражении электрическ м током.

88 Билалова Г.М.

4.2 Противопожарная защита

Нефть и газ являются горючими и взрывоопасными вещест­вами. По температуре вспышки и по температуре самовоспламене­ния нефть и попутный газ относится к весьма взрывоопасным и воспламеняющим веществам. В связи с этим требует строгое со­блюдение пожарной безопасности. Территорию и особенно при­крепленные площади, газораспределительные будки, нефтенасос-ные станции необходимо содержать в чистоте. Каждый производст­венный объект должен комплект первичных средств пожаротуше­ния, число и перечень которых устанавливается местными нормами.

Курить на территории разрешается в специально отведен­ных местах. Сварочные и другие огневые работы на производст­венных объектах необходимо проводить под руководством работ­ника, имеющий разрешение технического руководителя предпри­ятия и разрешение пожарной охраны.

Сварка сосуда, содержащих взрывоопасные и горючие ве­щества, запрещается. Сварка этих емкостей допускается только по­сле полной зачистки их. Электропривод и электрооборудование на­сосов для откачки нефти, а так же осветительная аппаратуры долж­ны иметь взрывозащищенной исполнение.

Передвижение агрегата с двигателями внутреннего сгорания при работах на территории должны иметь - искрогаситель.

При ремонтных работах в тех местах где возможно накоп­ление газа и паров нефти необходимо пользоваться обмененным

ИНСТО'УМбН'ЮМ

Для защиты от статического электричества, применяется

создаваться опасных электрический потенциал. От прямых ударов молнии и вторичных ее проявлений, объект защищают стержневы­ми или тоассовыми молниеотволами.

Строго запрещается пользоваться открытым огнем на пожа­роопасных объектах.

На территории должна быть сеть дорог для проезда пожар­ных машин по всем объектам. Предприятие обслуживают военизи­рованные пожарные части, которые имеют необходимое оснаще­ние. Добровольные пожарные дружины на предприятиях нефтяной и газовой промышленности формируются независимо от наличия военизированной или профессиональной пожарной охраны.

Контроль за выполнением противопожарных, мероприятий осуществляют Госпожиадзор, Управление охраны труда и воени­зированные специальные части."

Курсовое проектирование по ЭНГМ 89

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

К основным источникам загрязнений атмосферы относятся: промы-" I новые резервуарные парки; энергетические установки (работаю­щие на нефти, каменном угле, дизельном топливе), факела всех ти­пов, автотранспорт, газопроводы неотбензиненного газа, порывы нефтепроводов и водоводов со сточной водой, ремонты скважин, 11смлотности сальниковой и устьевой арматуры, фланцевых соеди­нений, задвижек и др.

Загрязнение атмосферы оказывает неблагоприятное влияние | ю только на человека, но и на флору и фауну, а так же на различно-Ю рода сооружения. Установлено, что большая часть выделяемых нефтегазовыми предприятиями углеводородов (75%) поступает в .11 мосферу, 20% - в почву.

Чтобы защитить атмосферу от загрязнений, предлагается 11ч'I рекомендаций.

Обеспечить высокое качество герметизации во всей системе • | м >ра, подготовки и транспорта нефти, а так же соблюдение техно-Югическ'йх регламентов и правил технической эксплуатации всех пнл авных частей системы.

  1. Поддерживать в процессе эксплуатации полную техниче-■ кую исправность оборудования, установок и агрегатов.

  2. На установках сбора и подготовки нефти (газа и воды) необходимо осуществить утилизацию и сокращение сброса газов на факел.

  3. Газ, поступающий на факел, должен сжигаться непрерыв­но.

5. Исключить попадание на факельную линию жидкой фазы,
| кмюдородов (нефти), капельный унос нефти (жидкости).

6 Газы и пары нефти из аппаратов, емкостей и трубопрово-
Юв при их освобождении должны сбрасываться в газосборную сеть

пни па факел.

7 Для сокращения выбросов в атмосферу вредных веществ
I \ I иеводородов, сажи, окиси углерода и серы) в котельных, в путе-
|| |.\ подогревателях и пунктах подогрева нефти необходимо по
мчможности использовать в качестве топлива (взамен нефти, мазу-

I угля) попутный (нефтяной) газ.

8. Ликвидация земляных амбаров, отстойников и парафино-
| м\ ям на про-

9. Применять на устье сква> альникп двойного уплотне-
>| . ■ -

Состояние питьевых подзе -жых вод

90 Билалова Г.М.

В процессе добычи нефти загрязнению подвергаются не только атмосферный воздух, почвы, грунты, но и поверхностные и подземные пресные воды. Большинство источников загрязнения пресных поверхностных и подземных вод на нефтепромыслах свя­зано с негерметичностью систем ППД, добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти и попутных вод. Их можно разделить на два ти­па: поверхностные и подземные. Источники первого типа приводят к загрязнению прежде всего поверхностных вод, а путем фильтра­ции в грунт так же и : подземных. Источники второго типа загряз­няют подземные воды, проявляясь на поверхности, могут загряз­нять поверхностные воды.

Поверхностными источниками загрязнения служат водово­ды соленых вод системы ППД и нефтепроводы при прорывах, не гидроизолированные земляные ; амбары у скважин и пруды отстой­ники, негерметичности скважинной арматуры и } других нефте­промысловых сооружений

Подземные источники загрязнения вызваны главным обра­зом, не герметичностью эксплуатационных колонн нагнетательных скважин. Путем перетока жидкости служит затрубное пространство скважин при отсутствии цемента за котонной.

При разработке месторождения для обеспечения безопасно­сти населения, животного и растительного мира необходимо руко­водствоваться действующими [законами, постановлениями и поло­жениями.

Прежде всего, для существующих источников хозяйствен­
но-питьевого водоснабжения населенных пунктов необходимо про­
вести разведочные работы с целью определения параметров водо­
носных пластов и Оиоснования зон санитарной охраны. 11.йже про-
? водятся рекомендуемые мероприятия, направленные на охрану пре-

сных поверхностных и подземных вод при эксплуатации скважин и других нефтепромысловых сооружений, при системе сбора, подго­товке и транспорте нефти. Мероприятия по герметизации поверхно­стных нефтепромысловых сооружений

  1. Ликвидация земляных амбаров, отстойников и парафино­вых ям на промыслах.

  2. Производить утилизацию нефти и соленых вод при ос­воении скважин, ремонтных работах на скважинах, трубопроводах, резервуарах и других сооружениях с использованием герметичных емкостей и поддонов.

  3. Не допускать потерь кислот, щелочей, ПАВ и др. химреа­гентов при использовании их в технологических процессах, при хранении и транспортировке.

  4. Своевременно ремонтировать и заменять водоводы соле-

Курсовое проектирование по ЭНГМ 91.

т.I-. вод. Использовать водоводы с антикоррозийными покрытиями. и Директивными ингибиторами коррозии.

  1. Обеспечить герметичность фонтанной арматуры эксплуа-I.и шинных и нагнетательных скважин.

  2. Использовать насосы и запорно-регулировочную аппара-I . р\ в антикоррозийном исполнении.

  3. Содержать в исправном состоянии обваловки скважин -------

(мета скважин).

Мероприятия по герметизации подземных нефтяных со-• р\ .ксний

  1. Ликвидация водонефтепроявлений на устьях ранее про-п\ репных скважин различного назначения.

  2. Обязательный подъем цемента за кондуктором и эксплуа-пщионной колонной до устья во всех вновь бурящихся скважинах иг швисимо от их первоначального назначения.

  3. Доподъем цемента за кондуктором и эксплуатационной Колонной в старом фонде скважин при выявлении заколонных пе­ретоков жидкости. При невозможности производства ремонтно-I' и с гановительных работ в старых скважинах, бурение скважин-||\(>леров с ликвидацией старых скважин.

4. Утилизация в системах ППД всего объема добываемого
' попутно с нефтью пластовых вод. Ограничение сброса сточных вод

| т.одопоглощающие пласты горизонтов Дщ и Дду только аварийны-■ ш ситуациями.

  1. Осуществлять переходы через водотоки (речки, ручьи), овраги трубами усиленной конструкции (толстостенные, металло-пиастмассовые двойные).

  2. Переводить нагнетательные скважины для закачки сточ­ных вод, расположенных в зоне питания основных родников и арте­зианских скважин под закачку пресных вод.

  3. Производить тампонаж бездействующих водозаборных

скважин.

Характеристика почв и грунтов, растительности и возмож­ные источники загрязнения

Загрязнение почв и грунтов имеет место при добыче, сборе и транспорте нефти. Его можно разделить на три типа: нефтяное, нефтепромысловыми сточными водами (НСВ) и смешанное (неф-| ью и НСВ).

При первом загрязнении нефть способствует развитию со-
ирофитных бактерий, активно усваивающих минеральные соедине­
ния азота и фосфора. Ухудшающих .лтя питания растений.

При загрязнении нефтепр деловыми сточными водами (НСВ), соленые воды, попадая ^ почву, разрушают почвенные

92 ' БилаловаГ.М.'

структуры, что ухудшает водно-физические свойства и уплотнение пахотного слоя, разрушение гумусовых веществ.

При загрязнении обводненной нефтью образуются битум и-низированные солонцы-солончаки, наблюдается длительное угне­тение различных групп микрофлоры, фауны, вплоть до полного уничтожения.

Основные площади замазученных и засоленных земель обычно располагаются вдоль коридоров коммуникаций (нефте- и водопроводов), часто вдоль ряда скважин.

Загрязнение почв происходит при нарушении герметично­сти нефтепроводов, водоводов со сточной водой, а так же при утеч­ках жидкости с товарных парсов, при проведении ремонтов сква­жин и т.д. При дальнейшей разработке месторождения во избежа­ние возможных загрязнений почв и грунтов предлагается ряд реко­мендаций:

1. Учитывая, что основное загрязнение земель происходит
при утечке и 1варийных разливах, необходимо строго придержи­
ваться регламентов технической эксплуатации систем сбора, подго­
товки и транспорта нефти, газа и воды, а так же своевременно про­
водить планово-предупредительный ремонт.

  1. Обвалование отдельно-стоящей скважины, куста скважин, резервуара (или их группы) должно поддерживаться в исправном состоянии и чистоте.

  2. Замена прокладок и запорной арматуры на трубопроводах допускается только после освобождения от продуктов, продувки,

движкой с установкой заглушек.

4. Не допускать попадания химреагентов в почву при хране­
нии и закачке их в скважину.

  1. Площадки печей подогрева для сбора и отвода нефти в аварийные ЙйТуацийх должны иметь ограждения (бордюры) с вы­водом (стоком) в отдельную емкость, расположенную на безопас­ном расстоянии.

  2. Для нефтепроводов и водоводов, проложенных в земля­ных насыпях через балки, овраги, ручьи, обязательно устройство водопропускников, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.

7. Запрещается сжигание разлившейся нефти непосредст­
венно на поверхности земли.

8. Запрещается засыпать загрязненные пахотные земли пес­
ком или другими материалами.

9. Проводить рекультивацию земель согласие РД-39-
0147103-365-86 «Инструкция по рекультивации земель, загрязнен-

Курсовое проектирование по ЭНГМ 93

ИЫЧ нефтью».

Организация контроля за состоянием окружающей среды Обобщая изложенное можно заключить, что отходы пред­приятий по добыче нефти оказывают отрицательное воздействие на р(м.екть1 окружающей среды (при попадании в них) и представляют . ирозу здоровью населения. Проживающего в нефтедобывающих р шопах. Поэтому на нефтепромыслах необходимо более эффектив-I но осуществлять технологические, санитарно-технические, плани­ровочные и организационные мероприятия по контролю за состоя­нием окружающей среды, позволяющие с наименьшим вредом при-1 |)и той среде добывать и транспортировать, быстро и без осложне­нии устранять причины и последствия загрязнений.

1 При дальнейшей разработке Демкинского месторождения

• учетом розы ветров осуществлять постоянный контроль (отбор и
.111.1 1из проб) за состоянием атмосферного воздуха по населенным

I пунктам (1 раз в месяц): и ежедневно по нефтепромысловым уста-I иоккам (ГЗНУ, КНС и др.) как по существующим, так и вновь по-

I 1 I роенным.

2. Вести регулярно наблюдения за состоянием поверхност-
I ш.IX вод (рек, ручьев, водоемов) с отбором и анализом проб воды на
I I и юржание нефтепродуктов и солей с периодичностью от1 до 2 раз

г к'сяц. На водотоках должно быть не менее 2 пунктов контроля -(I.мне и ниже очага возможного загрязнения.

3. Производить наблюдения за качеством подземных пре-

• пых вод по родникам, колодцам, артезианским скважинам с отбо­
ром и анализом проб воды с

периодичностью до 1 раза в месяц.

4. Вести наблюдения в глубоких пьезометрических скважи­
нах за продуктивными, перспективными на нефть и поглощающими
Горизонтами, делать периодические замеры пластовых давлений и

I (чбор проб воды на анализ до двух

раз в год.

  1. Проводить систематически геофизические исследования По выявлению технического состояния эксплуатационных колонн и выявления заколонных перетоков (1-2 раза в год) в старом фонде скважин. При обнаружении их производить доподъем цемента за кондуктором и эксплуатационной колонной до устья.

  2. Вести контроль за состоянием почв и грунтов на место­рождении, выявляя загрязнения и при необходимости проводить рекультивацию земель согласно РД-39-0147103-365-86 «Инструк­ция по рекультивации земель, загря /ых нефтью».

7. При разработке месторо ,~ния предусмотреть установку -
капитальных нефтеловушек па малых речках и ручьях.

94 Билалова Г.М.

8. Для хозяйственно-питьевого водоснабжения использовать подземные воды татарского яруса и неогеновых отложений.

С целью наблюдения за экологической чистотой пресных подземных вод рекомендуется пробурить несколько наблюдатель­ных скважин на отложения неогена и татарского яруса глубиной от 50 до 150 м (средняя 100м) с учетом рельефа местности, динамики подземных вод, санитарных зон населенных пунктов, родников и расположения нефтепромысловых сооружений.

Курсовое проектирование по ЭНГМ 95

ЛИТЕРАТУРА

1 Акульшин А.И.. Бойко В.С, Зарубин Ю.А., Дорошенко В. >1н млуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра 1989.

.'. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. -М Недра, 1974г.

I. Каштан .С, Ранетдинов У.З. Введение в технологию и тех-
, шил нефтедобычи. - Уфа: ПКФ Конкорд Инвест, 1995г.

4. Мухаметзянов А.К., Чернышов И.Н., Липерт А'.И. Добыча
щ фти штанговыми насосами. - М.: Недра. 1993г.

  1. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978г.

  2. Юрчук, Истомин - Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра,

I •>/•;.

  1. Экологическая безопасность при добыче нефти на юго-1ч н юке РТ. Комплексная программа на 1996-2000гг.

  2. Геологический отчет НГДУ, 2002 г.

  3. Промысловый материал геологического отдела НГДУ "ЛН"

. ,. ,

'.■■■.-

" .:■

96 Билалова Г.М.

СОДЕРЖАНИЕ

Цели и задачи курсового проектирования 1

Объём и содержание задания 1

Тематика курсового проектирования., 3

Организация и руководство курсовым проектом 4

Указания по оформлению проекта 6

Зашита курсовых проектов 7

Объем курсового проекта 8

Методические указания 9

Литература: 11

ВВЕДЕНИЕ ' 12

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ .... 19

  1. Орогидрография 19

  2. Тектоника 21

  3. Стратиграфия 24

  1. Коллекторские свойства продуктивных пластов 25

  2. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды 36

  1. Режим залежи 47

  2. Конструкция скважин 48

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 50

  1. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, оборудованных ШСН 50

  2. Основные критерии установления оптимального режима работы ШСНУ 50

  3. Преимущества и недостатки ШСНУ в сравнении с другими способами эксплуатации 54

  4. Подбор основного глубиннонасосного оборудования 56

  5. Наземное и подземное оборудование глубикояасосных скважин 62

  6. Анализ режимов работы скважин 69

  7. Производительность ШСНУ 71

  1. Исследование скважин оборудованных ШСНУ 72

  2. Контроль за работой скважины, оборудованной ШСНУ 75

3.10. Мероприятия по борьбе с осложнениями при эксплуатации

скважин 79

3.11 Выводы и предложения 80

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА 84

  1. Охрана труда и техника безопасности 84

  2. Противопожарная защита 88

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 89

ЛИТЕРАТУРА 95

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РТ ГАОУ СПО «ЛЕНИНОГОРСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ»

Методические указания по выполнению курсового проектирования

по дисциплине: Эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

программа, методические указания и задания на контрольную работу

для студентов-заочников

для специальности

130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторожде­ний»

Лениногорск 2007

1

Смотреть полностью


Скачать документ

Похожие документы:

  1. Цели и задачи преддипломной практики ее этапы

    Руководство
    ... , необходимых практических навыков по организации труда, технологии ... АПП; ЭНГМ Тема 3. Сбор материалов для дипломного проектирования и ... Коновалова А.Ш., Элияшевский И.В. Дипломное и курсовое проектирование. Бурение нефтяных и газовых скважин Учебное ...

Другие похожие документы..