Геологическая характеристика Покачевского месторождения. Исследование штанговой насосной установки
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?ичины отказов2009 год1 кв. 2010г истирание НКТ5629Засорение65Солеотложения43Клин11Нарушение регламента движения ШГН10Несоответствие инклинометрии2Нарушение технологии ремонта10Прочие УРС10Коррозия 04ОПРС410Прочие 171Истирание штока плунжера12Всего9257
.7 Подбор оборудования УШГН
Скважина № 8141, Куст 629, месторождение Покачевское
Исходные данные:
Пластовое давление Рпл. = 15,8 Мпа;
Забойное давление Рз = 13,8 Мпа;
Плотность нефти ?н = 850 кг/м3;
Обводненность n= 86%;
Глубина скважины Нф = 2417м;
Газовый фактор G= 51 м3/м3;
Длина хода плунжера S = 1500 мм;
Диаметр плунжера насоса dпл. = 38 мм.
. Определяем глубину спуска насоса:
, м, (1)
L = 2100 - (13,8 - 9,5 ) 106) / 965,6 9,8 = 1650 м
где Рпр.опт- оптимальное давление на приеме насоса, МПа.
Оптимальное давление на приеме насоса устанавливается опытным путем для каждого месторождения Рпр.опт = 2...2,5 МПа.
Плотность смеси ниже приема насоса:
при малом газосодержании и обводненности более 80%, определяется по формуле:
rсм=rвnв+rн(1- nв) (2)
при высоком газосодержании и обводненности менее 80%, по формуле:
. Определяем плотность смеси ниже приема насоса
, кг/м3, (3)
?см = (850 + 1,1 51 + 1000 (0,86/(1- 0,86)) /(1,12 + (0,86/1- 0,86)) = 965,6 кг/м3
где в - объемный коэффициент нефти, принимаем условно в - 1,12.
. Определяют объемную производительность установки, задавшись предварительно коэффициентом подачи насоса ?п = 0,6...0,8:
м3/сут, (4)
Qоб = 15/ (0,96560,6) =25,9 м3/сут
По диаграмме: А.Н. Адонина для базовых станков качалок выбирают по дебиту (Qоб) и глубине спуска насоса (Lн) диаметр насоса (плунжера) (dн) и тип станка качалки (СК), смотрите рисунки 1, 2, записывают техническую характеристику выбранного станка - качалки.
В зависимости от диаметра, глубины спуска насоса выбирают конструкцию колонны штанг.[5]
Устанавливают параметры работы УШГН (режим откачки). Правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальной длиной хода S (см. техническую характеристику выбранного СК), минимальным диаметром насоса. Число качаний вычисляется по формуле:
. Определяем число качаний балансира в минуту:
, (5)
где Fпл- площадь поперечного сечения плунжера, определяют, но справочным таблицам или по формуле:
n = 25,9/(144015,21,50,60,9656) =14 кач/мин
. Определяем площадь поперечного сечения плунжера насоса:
, м2, (6)
Fпл = (3.14 (0,044)2) / 4 = 0,00152 м2
. Определяют необходимую мощность по формуле Д. В. Ефремова:
N=0,000401?SnrсмLн, кВт, (7)
=0,0004013,14(0,038)21,514965,61650((10,90,82)/0,90,82+0,6)1=59,6 кВт
где ?н и ?ск - соответственно КПД насоса и КПД станка-качалки, ?н = 0,9, ?ск = 0,82;
aп - коэффициент подачи насоса (см. пункт 3); К - коэффициент степени уравновешенности СК, дли уравновешенной системы К = 1-2. Выбирают тип электродвигателя.
По диаграмме Адонина определяем тип станка - качалки:
СК10-2115
тип насоса НВ2-38
Насос вставной с нижним расположением замковых опор с диаметром плунжера 38 мм, длиной хода плунжера 1500 мм, длинной самого плунжера 1000 мм.
покачевский месторождение нефть насос
3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1 Расчёт годовой добычи нефти и товарной продукции
Смена оборудования УШГН на скважине производится бригадой ПРС, состоящей из двух операторов, работающих на устье скважины и машиниста подъёмника.
При работе используется следующее технологическое оборудование: подъёмник АПРС-40 для проведения спуско-подъёмных операций; агрегат цементировочный ЦА-320М для промывки скважины, агрегат 2АРОК для обслуживания станка-качалки; установка ППУ для пропарки подземного оборудования с целью удаления парафиновых и асфальто-смолистых отложений, автоцистерна АЦ-10 для перевозки технологических жидкостей; самопогрузчик промысловый ПС-0,5 для перевозки штангового насоса и другого оборудования. Одновременно со сменой насоса проводится промывка скважины.
В результате смены оборудовании УШГН произошёл прирост добычи нефти.
Суточный дебит скважины по нефти:
- до замены оборудования: Qсут1=0,8 т/сут;
- после замены оборудования: Qсут2=1,8 т/сут.
Годовую добычу нефти определим по формуле:
Qгод=QсуттАвКэксплтАв365, (8)
где Кэкспл - коэффициент эксплуатации, принимаем Кэкспл=0,967.
Годовая добыча нефти до мероприятия:
Qгод1=0,8тАв0,967тАв365=282,36 т.
Годовая добыча нефти после мероприятия:
Qгод2=1,8тАв0,967тАв365=635,32 т.
Прирост годовой добычи нефти за счёт проведения мероприятия:
?Q= Qгод2- Qгод1 , (9)
?Q=635,319 -282,364 =352,955 т.
Товарную продукцию определим по формуле:
ТП= QгодтАвЦ, (10)
где Ц - цена одной тонны нефти, Ц=15200 руб.
Товарная продукция до мероприятия:
ТП1=282,364 тАв15200=4291872 руб.
Товарная продукция после мероприятия:
ТП2=635,319 тАв15200=9656864 руб.
.2 Расчет фонда оплаты труда
Затраты на оплату труда определяются исходя из численности рабочих и тарифных ставок.
Согласно технологической карте для производства работ требуется: оператор ПРС 4-го разряда - 1 чел.; оператор ПРС 5-го разряда - 1 чел.; машинист подъёмника 6-го разряда - 1 чел.
Тарифные ставки приведены в таблице 9
Таблица 9 - Часовые тарифные ставки работников
Разряды456Часовая тарифная ставка, руб/ч75,8 84,996,7Количество работников111
Определим среднюю тарифную ставку рабочих по формуле:
, (11)
где Тi - тарифная с?/p>