Расчет и подбор оборудования штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ) - Курсовая работа

.2 Состояние применения ШСНУ в современных условияхТалинская площадь занимает западную часть Красноленинского нефтегазового участка, в составе которого имеются Ем-Еговская, Пальянов-ская, Каменная, Ингинская площади. В административном положении Талинская площадь принадлежит Октябрьскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33-206 м, на большой части площади 150-160 м, так как район тяготеет к южному окончанию тектонического приподнятого участка, который протягивается от реки Хугот до верховья реки Нягань (на И 0-120 км). Географическая сеть представлена мелкими реками и речушками, являющимися притоками рек Хугот, Ем-Ега, Ендырь. В устье реки Ендырь находится озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно только в период паводков в июне-июле.Нижняя подсвита представлена темно-серыми массивами глин, участками глауколитовых глин с редкими глазницами сидеритов и алевролитов. Верхняя подсвита представлена тонкоотложенными, иногда упакованными глинами. Люминоворская свита согласно залегает на породах Талинской свиты, свита разделена на 3 подсвиты. Средняя подсвита сложена доломитами и диамитовыми глинами, иногда алевролитами. В верхней части раздела свиты развиты зеленовато-серые тонкрслойные глины, в которых отмечаются желваки марказина.В тектоническом отношении Талинская площадь приурочена к одноименному Талинскому валу, расположенному на склоне Красноленинского свода. Выше упоминалось, что Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длинной и коротких осей 165x115 км. В пределах исследуемой площади Талинский вал осложнен собственно Талинской, Северо-Талинской и Южно-Талинской структурами. Это объясняется тем, что отложения пластов ЮКЮ и ЮКЦ накапливались в прогибах фундамента, которые на протяжении всей площади разделяли Северо-Талинские и Талинские, Талинские и Южно-Талинские и Валентиновское локальное поднятие.На месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов ЮКЮ и ЮКП. Значение газового фактора (275 м3/т) характеризует количество растворенного газа в единице объема нефти. С учетом сопутствующего отбора газа и газовых шапок, газовый фактор оценивается равным 309 м3/т, что является очень высоким показателем. Нефти пластов ЮКЮ и ЮКП находятся в условиях повышенных пластовых давлений (до 26МПА) и высоких температур (до 115°С), свойства нефтей в пределах залежи изменяются в широком диапазоне, так газосодержание изменяется от 140 до 340 м3/т и более. Давление насыщения нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объема исследований) равно или выше пластового давления, что свидетельствует о наличии двухфазного потока как на забое скважин, так и в пласте.Пласт ЮКЮ характеризуется значительной неоднородностью пород по проницаемости. Половину объема низкопроницаемого коллектора составляют пропластки с очень низкой проницаемостью - менее 0,01 мкм2, промышленные свойства которых достоверно не установлены. Построение геологостати-стических разрезов по распределению относительного содержания коллектора и проницаемости позволяет изучить неоднородность разреза пласта ЮКЮ и наличие прерывистого высокопроницаемого коллектора. При таком строении продуктивных пластов степень вовлечения запасов нефти в разработку, будет сильно зависеть от плотности сетки скважин и применяемой системы разработки. Пласт ЮК10 имеет ограниченную площадь распространения, прослеживается в виде полосы шириной 5-7 км и заполняет наиболее погруженные участки палеорельефа.Определение предельных накопленных объемов закачиваемой воды в нефтеносные пласты тесно связано с расчетом предельных текущих объемов закачиваемой воды, зависящих от давления/нагнетания Рн. По сравнительно тонким пластам создается видимость увеличения либо снижения охваченной заводнением части пластов при высоких скоростях закачки воды. По-видимому, степень соответствия работающей части пласта, выделяемого по расходомеру в колонне и пласте, зависит от прослеживаемости этого пласта между скважинами. Доля работающей части пластов (прослоев) невысокая изза раскрытия трещин в пласте при различных давлениях нагнетания; нерегулируемой технологии закачки воды с КНС в различные пласты и скважины, что приводит к большим энергетическим затратам. Программа расчета включает в себя: По формуле при известных давлении нагнетания и коэффициенте охвата пластов заводнением в каждой скважине вычисляется пластовое давление, которое корректируется по карте изобар.В современных условиях, когда финансовые возможности компании сильно ограничены, решающее значение приобретает снижение эксплуатационных затрат и издержек производства на всех его этапах и повышение экономической эффективности глубинно-насосной добычи. С целью повышения работоспособности установок штанговых глубинных насосов надо создать участки по входному контролю, правке и ремонту насосных штанг, штанговых насосов и насосно-компрессорных труб. Решение данной проб

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Развитие добычи нефти штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ)

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орогидрография

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Коллекторские свойства пород

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

ВВЕДЕНИЕ

Развитие добычи нефти штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ)

На заре развития нефтяной промышленности технология разработки месторождений основывалась на максимальном использовании естественной пластовой энергии. Нефть при истощении энергии и прекращении фонтанирования добывалась из неглубоких скважин или колодцев с применением различных устройств типа тартальных желонок, свабов или в виде фонтанных притоков.

В дальнейшем глубины скважин постоянно возрастали, что вызывало проблемы подъема нефти на поверхность. Техническим прорывом в решении проблемы стало внедрение в США в 1923 г способа механизированной добычи нефти с применением глубинного насоса, приводимого в движение через колонну штанг, которая соединена с установленным на поверхности силовым приводом - станком-качалкой.

Справедливости ради, следует отметить, что в том же 1923 г и в СССР осуществлялась глубинно-насосная добыча нефти, правда, в несколько ограниченных размерах. На нефтяных промыслах Апшеронского полуострова действовало всего семь глубинных насосов, а на грозненских промыслах - шесть. А первые глубинные насосы конструкции русского инженера Иваницкого были испытаны в 1876 г - на 19 лет раньше, чем в США. В 1898 г глубинный насос системы инженера Соколовского прошел испытания в Грозненском нефтяном районе на скважине глубиной 310м.

Идея использования СК с глубинным насосом была настолько хороша, что уже 77 лет насосная эксплуатация по объему добычи нефти и широте применения занимает первое место в мире. В США этим способом эксплуатируется 85% всего фонда скважин (более 470 тыс.), в России - около 53% (около 76 тыс.), в том числе в ОАО "ЛУКОЙЛ" - 61% (около 15 тыс.).

Отсюда - важность решения вопросов повышения надежности и эффективности применения установок штанговых глубинных насосов. Развитие глубинно-насосной добычи шло по пути постоянного улучшения прочностных характеристик насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), повышения точности и износостойкости поверхностей плунжера и цилиндра насосов, модернизации его клапанных узлов, увеличения грузоподъемности и мощности поверхностного привода (станка-качалки), совершенствования кинематики. Интенсивно велись работы по созданию и оснащению ШСНУ специальными комплектующими изделиями, обеспечивающими надежную эксплуатацию насоса при высоком, содержании газа, примесях песка в добываемой продукции, отложениях парафина и наличии коррозионно-активных компонентов.