Курсовой проект должен состоять из расчётно-пояснительной записки (включая введение) и графической части. Расчетно-п

Вид материала

Курсовой проект

Содержание 3.2 Основные критерии установления оптимального ре­жима работы ШСНУ Курсовое проектирование по ЭНГМ 51 52 Билалова Г.М. Квурсовое проектирование по ЭНТМ 54 Билалова Г.М. 3,3 Преимущества и недостатки ШСНУ в сравнении с другими способами эксплуатации

Подобный материал:

• 4. Защита курсового проекта, 12.7kb.
• Курсовой проект состоит из пояснительной записки и графической части, 285.61kb.
• Н. Э. Баумана Факультет Информатики и систем управления Кафедра Компьютерные системы, 254.77kb.
• Реферат Курсовой проект состоит из графической части схема производства hno, 420.6kb.
• Н. Э. Баумана Факультет Информатики и систем управления Кафедра Компьютерные системы, 961.82kb.
• Сенин Александр Иванович, к т. н., доцент кафедры рл удк 616. 78 Аннотация Вметодических, 880.23kb.
• Курсовой проект должен состоять из пояснительной записки, написанной разборчивым почерком, 80.05kb.
• Оформление результатов проектирования курсовой проект, 64.91kb.
• Организация и контроль безналичного денежного обращения, 146.18kb.
• Задания по расчетно-графической работе по бжд для студентов специальности эс, ээс, 279.12kb.

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