Автор работы: Пользователь скрыл имя, 21 Февраля 2012 в 18:04, курсовая работа
В нашей стране нефтяная отрасль одна из ведущих и быстро развивающихся, в которую внедрены новейшие технологии машиностроения, автоматизации и техники. Объекты нефтяной промышленности рассредоточены по всей территории страны, в ней задействовано большое количество трудовых ресурсов России.
Введение
1.Геологическая часть
1.1 Общие сведение о месторождение
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Нефтегазоносность
1.5 Физико-химические свойства нефти и газа.
2.Техническая часть
2.1 Современное состояние разработки
2.2 Характеристика используемого оборудования
2.3 Принцип работы штанговой насосной установки
3. Проектная часть
3.1 Анализ добывных возможностей по скважинам
3.2 Анализ технологических режимов
3.3 Выбор оборудования скважины
4.Организационная часть
4.1 Охрана недр и окружающей среды
Список литературы
приведённое давление;
затрубное давление;
плотность жидкости или смеси;
ускорение свободного падения(=9,8)
скв № 12
скв № 13
скв № 14
скв № 15
скв № 16
скв № 17
скв № 20
скв № 27
скв № 31
скв № 35
скв № 36
скв № 38
скв № 48
скв № 40
скв № 336
8)
Определение фактической
глубина спуска насоса;
динамический уровень;
скв № 12
скв № 13
скв № 14
скв № 15
скв № 16
скв № 17
скв № 21
скв № 27
скв № 31
скв № 35
скв № 36
скв № 38
скв № 48
скв № 40
скв № 336
9)
Определение разности между
(м)
оптимальная глубина;
фактическая глубина;
скв № 12
скв № 13
скв № 14
скв № 15
скв № 16
скв № 17
скв № 20
скв № 27
скв № 31
скв № 35
скв № 36
скв № 38
скв № 48
скв № 40
скв № 336
10)
Определение коэффициента
фактический дебит;
теоретический дебит;
скв № 12
скв № 13
скв № 14
скв № 15
скв № 16
скв № 17
скв № 20
скв № 27
скв № 31
скв № 35
скв № 36
скв № 38
скв № 48
скв № 40
скв № 336
Таблица 2- Анализ технологических режимов скважин
| №
скв. |
G | G0
кг/м3 |
|
Рпр
МПа |
Hопт
м |
hф
м |
h | |
| 12 | 0,219 | 0,245 | 868,54 | 4,12 | 267,87 | 4 | 253,84 | 0.46 |
| 13 | 0,221 | 0,248 | 818,43 | 4,02 | 343,76 | 3 | 340,76 | 0.7 |
| 14 | 0,22 | 0,246 | 817,1 | 3,16 | 223,18 | 1 | 222,18 | 0.31 |
| 15 | 0.225 | 0,252 | 823,73 | 3,52 | 238,84 | 110 | 128,84 | 0.18 |
| 16 | 0,248 | 0,278 | 813,13 | 2,91 | 236,12 | 3 | 233,12 | 0.42 |
| 17 | 0.23 | 0,258 | 829,38 | 3,69 | 281,45 | 182 | 99,45 | 0.75 |
| 20 | 0.241 | 0,27 | 843,74 | 4,64 | 389,03 | 133 | 256,03 | 0.66 |
| 27 | 0.265 | 0,297 | 869,37 | 4,25 | 437,36 | 359 | 78,36 | 0.94 |
| 31 | 0.225 | 0,252 | 823,07 | 5,24 | 426,04 | 34 | 392,04 | 0,56 |
| 35 | 0.234 | 0,262 | 835,15 | 4,34 | 317,35 | 305 | 12,35 | 0.63 |
| 36 | 0.246 | 0,276 | 849,1 | 4,5 | 464,6 | 645 | -189,4 | 0.52 |
| 38 | 0.215 | 0,24 | 963,1 | 3,46 | 248,83 | 3 | 245,83 | 0.41 |
| 48 | 0.378 | 0,423 | 948,88 | 3,36 | 234,19 | 3 | 231,19 | 0.26 |
| 40 | 0.437 | 0,489 | 1025,26 | 4,28 | 377,82 | 437 | -59,18 | 0.46 |
| 336 | 0.217 | 0,243 | 848,64 | 3,71 | 324,65 | 254 | 70,65 | 0.64 |
2.2.3
Выводы и рекомендации:
Из проанализированных пятнадцати скважин шесть скважин работают в оптимальном режиме, то есть с коэффициентом подачи от 0,6 до 0,8 (скважины № 13,15,17,20,35,336 ).
Скважины №12,14,15,16,31,36,38,48,40 имеют коэффициент подачи меньше 0,6 на этих скважинах необходимо провести исследования (динамометрирование) с целью определения причин низкого коэффициента подачи насоса, а затем принимать меры по устранению этих причин.
Низкий коэффициент подачи связан с утечками, которые могут быть в результате увеличения зазора между цилиндром и плунжером, необходима тщательная пригонка плунжера к внутренней поверхности цилиндра насоса.
Снижение коэффициента подачи насоса может происходить также вследствие утечек жидкости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек является плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьбы, дефекты в резьбе, трещины в стенках труб.
Поэтому при спуске НКТ в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчивания, состоянием резьбы и наружной поверхности.
В скважине №27 коэффициент подачи имеет значение 0,94, значит происходит фонтанирование через насос, т.е. насос не справляется с откачкой жидкости, рекомендую увеличить отбор путем увеличения длины хода полированного штока или числа качаний головки балансира, при ближайшем ТРС можно сменить насос на насос большей производительности.
В скважинах 36, 40 h с отрицательным значением, из-за того, что фактический уровень погружения насоса ниже оптимального, это может быть вызвано вредным влиянием газа. Рекомендую при ближайшем ТРС приподнять насос.
3.3 Выбор оборудования скважины
Для расчета возьмем скв. №336
1) Определяем планируемый отбор жидкости (при n = 1)
коэффициент продуктивности
пластовое давление;
забойное давление.
2)
Определение глубины спуска
фактическая глубина;
забойное давление;
предельно оптимальное давление;
плотность смеси;
ускорение свободного падения.
пластовое давление.
3)Определение
объёмной теоретической
Qоб
дебит;
плотность смеси;
коэффициент полезного действия.
Qоб
4)
По диаграмме А.Н. Адонина
5) Определяют тип СК;
маркировка станка качалки;
максимальная нагрузка на головку балансира;
длина хода полированного штока;
максимальный крутящийся момент электродвигателя.
6) Выбирают по рекомендательным таблицам диаметр НКТ;
Dнкт
7) Определяют число качаний СК;
дебит скважины;
– площадь поперечного сечения плунжера
длина хода штока;
плотность смеси;
КПД насоса.
8)Определяют мощность электродвигателя;
диаметр насоса;
длина хода штока;
коэффициент подачи насоса;
КПД насоса(0,9);
КПД станка-качалки(0,82);
коэффициент уравновешивания СК(1,2);
плотность смеси;