 |
Описание процесса освоения скважинны.
|
|
|
|
Устье скважин оборудовано арматурой тип.
ЭТГр БЗ 65х140 №419. Арматура опрессована. Герметична.
25 июня 1989 года в скважине проведена кумулятивная перфорация ПКС-80 в интервале 1476,0-1492,0 м.(-1231,5-1247,5) всего сделано 288 отверстий.
В скважину спущены 73 мм. НКТ до глубины стоп – кольца.
Скважина освоена компрессором.
73 мм. НКТ спущено 154 трубы мерой 1458,45м.
В скважине в интервале перфорации сделана соляно – кислотная обработка с сульфатом аммония. За 2 часа, при Р=100 атм. закачено 12 м3. В процессе обработки давления колебалось от 150 до 90 атм. Скважина освоена компрессором. Получена нефть. Силами ЦНИПРА снята кривая восстановления давления до и после кислотной обработки.
29 августа скважина предана НДУ «Чернушканефть».
Павловка Турнейский пласт.
| Рнас (кгс/см2) | 105 |
| Пластовая температура (0С) | 25 |
| Объёмный коэф. нефти (ед.) | 1,101 |
 (Сп)
| 9 |
 (г/см3)
| 0,824 |
| Рпл. начал. (кгс/см2) | 154 |
| Газовый фактор | 46 |
| Газосодержание нефти (м3/т) | 46 |
| Пористость (доли ед.) | 0,1 |
| Рзаб. в доб.скважинах | 70 |
 (г/см3)
| 0,912 |
 (Сп)
| 113,6 |
 (Сп)
| 1,64 |
 (г/см3)
| 1,181 |
| Продуктианость (г/сМПа) | 0,35 |
| Проницаемость (Д) | 0,111 |
| Гидропроводность (МПас) | 1,12 |
| Пьезопроводность (см2/с) | 119 |
| Содержание: Серы (%) | 2,79 |
| Смол (%) | 18,98 |
| Парафина (%) | 3,01 |
3.2 Анализ добывных возможностей
скважин № 890, 893, 894,895, 896.
1) Определение коэффициента продуктивности скважин;
; 
коэффициент продуктивности;
фактическая подача;
пластовое давление;
забойное давление.
2) Определение максимально допустимого давления;
максимально допустимое давление;
давление насыщения;
скв. № 893
|
|
|
скв. № 890
скв. № 894
скв. № 895
скв. № 896
3) Определение максимально допустимого дебита скважины;
максимально допустимый дебит скважины;
коэффициент продуктивности;
пластовое давление;
максимально допустимое давление.
скв № 893
скв № 890
скв № 894
скв № 895
скв № 896
4) Определение разности между max. дебитом и фактическим дебитом скважины;
разность между максимальным и фактическим дебитами;
максимально допустимый дебит скважины;
фактическая подача;
скв № 893
скв № 890
скв № 894
скв № 895
скв № 896
| № пп. | № скв. | К
| Р
| Qmax.доп
|  Q
|
| 1 | 893 | 0,727 | 7,875 | 6,27 | 2,27 |
| 2 | 890 | 2 | 7,875 | 8,25 | 4,25 |
| 3 | 894 | 0,454 | 7,875 | 2,68 | 0,68 |
| 4 | 895 | 0,980 | 7,875 | 3,35 | -1,58 |
| 5 | 896 | 1,219 | 7,875 | 3,19 | -1,8 |
Вывод:
Исходя из расчётов, которые приведены выше видно, что в скважинах№ 893, 890, 894 разница между фактическим и максимально допустимым дебитом невелика, по этому я рекомендую оставить добычу на прежнем уровне. А у скважин № 895, 896 – очень большая разница между фактическим и максимально допустимым дебитом, поэтому нужно произвести замену оборудования (ШСН).
3.3 Анализ технологических режимов.
1) Определение газового фактора;
коэффициент обводненности;
плотность нефти.
скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
2) Определение относительную плотность газа по воздуху;
плотность газа;
плотность воздуха
3) Определение газосадержания;
относительная плотность;
газовый фактор;
скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
4)Определяем плотность пластовой жидкости;
|
|
|
при 
:
плотность воды;
плотность нефти;
коэффициент обводненности;
газовый фактор;
объёмный коэффициент;
скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
5) Определение приведенного давления;
пластовое давление;
средне критическое давление.
скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
6) Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень;
приведённое давление;
затрубное давление;
плотность жидкости или смеси;
ускорение свободного падения
скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
7) Определение фактической глубины погружения насоса под динамический уровень;
глубина спуска насоса;
динамический уровень;
скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
8) Определение разности между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса;
оптимальная глубина;
фактическая глубина;
скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
9) Определение коэффициента подачи насоса;
фактический дебит;
теоретический дебит;
скв № 890
скв № 893
скв № 894
скв № 895
скв № 896
| № скв. | G | 
| G0 кг/м3 | Рпр МПа | hопт м | hф м | h
| 
| 
|
| 890 | 0,2 | 2,03 | 0,4 | 2,6 | 97 | 690 | -593 | 0,5 | 8,33 |
| 893 | 0,3 | 2,03 | 0,6 | 2,6 | 72 | 126 | -54 | 0,8 | 849 |
| 894 | 0,25 | 2,03 | 0,5 | 3 | 227 | 682 | -455 | 0,66 | 808 |
| 895 | 0,26 | 2,03 | 0,52 | 2,5 | 221 | 127 | 94 | 0,83 | 829 |
| 896 | 0,3 | 2,03 | 0,6 | 2,2 | 72 | 163 | -91 | 0,83 | 849 |
Вывод:
В результате сделанных расчётов я пришел к выводу что насосы в скважинах № 890, 893, 894, 896 спущен больше чем нужно по этому я рекомендую поднять насосы на 593, 54, 455, 91 метров соответственно. А на скважине № 895 поднять на 94 метра.
Коэффициент подачи насоса у скважин № 893, 894, 895, 896 в норме а у скважины № 890 я рекомендую произвести замену насоса.
|
|
|
3.4 Выбор оборудования скважины № 890.
1) Определение дебита скважины;
коэффициент продуктивности;
пластовое давление;
забойное давление.
2) Определение глубины спуска насоса;
фактическая глубина;
забойное давление;
предельно оптимальное давление;
плотность смеси;
ускорение свободного падения.
пластовое давление.
3)Определение объёмной теоретической производительности установки;
дебит;
плотность смеси;
коэффициент полезного действия.
4) По диаграмме А.Н. Адоненова выбирают диаметр насоса;
5) Определяют тип насоса;
маркировка станка качалки;
максимальная нагрузка на головку балансира;
длина хода полированного штока;
максимальный крутящийся момент электродвигателя.
6) Выбирают по рекомендательным таблицам конструкцию насосных штанг;
7) Определяют число качаний СК;
дебит скважины;
площадь поперечного сечения плунжера;
длина хода штока;
плотность смеси;
диаметр плунжера;
КПД насоса.
8)Определяют мощность электродвигателя;
диаметр плунжера;
длина хода штока;
коэффициент подачи насоса;
КПД насоса;
КПД станка-качалки;
коэффициент уравновешивания СК;
глубина до динамического уровня;
плотность смеси;
забойное давление;
| 
| 
| 
| 
| 
| 
| 
|
| 6 | 648 | 9 | 28 | 43 | 19 | 10 | 7,6 |
Вывод:
Выбранное мной оборудование не совпадает с установленным СК6-2,1-2500 и 20 кВт двигатель, по этому я рекомендую установить на скважину № 890, СК3-0,75-400 и двигатель АОП63-4.
4.1 Охрана недр окружающей среды.
На Павловском месторождений значительное внимание уделяется мероприятиям по охране недр и окружающей среды. В своей работе я использую материалы за 2000 год. Общий комплекс мероприятий составляет гигантский список, остановлюсь только на основных:
1) Контроль за состоянием подземных вод;
2) Замеры газовоздушной среды на объектах нефтедобычи, для охраны атмосферного воздуха;
3) Контроль за техническим состоянием объектов нефтедобычи, подготовки м транспорта нефти, предотвращение аварий;
|
|
|
4) Отбор проб с водоёмов содержание радионуклидов, для контроля радиационной обстановки;
5) Контроль, за состоянием малых рек, для охраны водоёмов;
6) Поддержка работоспособного состояния гидрозатворов на реках и ручьях;
7) Закачка (утилизация) пластовой воды, для поддержания пластового давления;
8) Использование ингибиторов коррозии для обработки сточных вод, для сокращения порывов;
9) Согласование проекта и начало строительства спец. хранилища для захоронения грунта загрязненного радионуклидами, для утилизации загрязнённого грунта;
10) Капитальный ремонт нефтепроводов, в том числе с эмалированным покрытием для предотвращения порывов;
11) Обустройство в обваловках промысловых объектах водосливных устройств, для спуска незагрязнённых ливневых вод и предотвращения промыва обваловок, для предотвращения порывов;
12) Проверка готовности аварийных средств для ликвидации последствий аварий и строительства гидрозатворов, для предотвращения попаданий загрязнений;
13) Рекукультивция земель, для охраны земли;
14) Контроль за состоянием площадок скважин при проведеннии ремонтных работ, для охраны земель;
4.2 Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
1) Устье скважины оборудуются запорной арматурой и сальниковым устройством герметизации устья;
2) Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полировочного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры;
3) До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском, электродвигатель должен отключатся, контр. Груз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве должен быть вывешен знак: «Не включать работают люди».
4) На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков – качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плаката с надписью: «Внимание! Пуск автоматический»;
5) Кривошипно – шатунный механизм станка – качалки, площадка обслуживания электропривода и пусковое устройство должны быть покрашены и иметь ограждения;
6) Система замера дебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пульт;
7) Станок – качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущийся части с фундаментом или грунтом;
8) Для обслуживания тормоза станка – качалки устанавливается площадка с ограждением;
|
|
|
9) При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 метров;
10) Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка – качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренных в разных местах к кондуктору. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлитлей 10мм.
Заземляющие проводники, соединяющие раму СК с кондуктором(технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее, чем на 0,5 м.
Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединение заземляющих проводников должно быть доступным для осмотра.
4.3 Противопожарные мероприятия.
1) На каждом предприятии необходимо иметь данные о показателях пожаровзрывоопастности веществ и материалов, применяемых в технологических процессах.
2) Параметры режима работы технологического оборудования, связанного с применением горючих газов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся жидкостей, а также с наличием взрывопожароопастной пыли, обеспечивает взрывопожаробезопасность технологического процесса.
3) Температура подогрева темных нефтепродуктов при хранений, а также при проведении сливоналивных операций ниже температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тигле на 350 С и не превышать 900 С.
4) На приборах контроля и регулирования обозначают допустимые области взрывопажаробезопасносных параметров работы технологического оборудования.
5) При отклонений одного или нескольких взрывоопасных параметров от допустимых пределов приборы контроля и регулирования подают предупредительные и аварийные сигналы.
6) Для каждого резервуара устанавливается максимальный придел заполнения.
7) Схема обвязки трубопровода предусматривает, как правило, возможность выключения неисправного оборудования из технологического процесса и обеспечивает аварийный слив.
8) Основное и вспомогательное технологическое оборудование предприятия защищает от статического электричества.
9) Работы на взрывопожароопасных технологических объектов выполняется инструментом, исключающим образование искр.
10) Оборудование линейной части магистральных нефтепродуктопроводов, а также их ограждение содержат в исправном состояний, а растительность в пределах ограждения систематический удоляют.
11) Сооружения защиты от разлива нефтепродуктов, своевременно ремонтируется, очищаются от нефтепродукта и отложений.
12) Помещения насосных станций должны быть оснащены газоанализаторами взрывоопасных концентраций, а при их отсутствии на объекте устанавливают порядок отбора и контроля проб.
13) Устанавливают постоянный контроль за герметичность резервуаров и их оборудование.
14) Люки, служащие для замеров уровня и отбора проб из резервуаров, имеют герметичные крышки. С внутренней стороны люки снабжают кольцами из металла, исключающего образование искр.
15) Перед розжигом огневой печи трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим форсункам отглушаются. Зажигать форсунки огневой печи без предварительной продувки камеры сгорания и дымовой трубы водяным паром запрещают. Продувку следует вести не менее 15 минут после появления пара из дымовой трубы.
16) Для отогрева трубопроводов и узлов задвижек применяют пар, горячею воду или песок, а затем также электроподогрев во взрывозащищенном исполнении.
17) Сети эвакуационного освещения и систем пожарной автоматики присоединяются независимым от основной сети источникам питания или автоматически переключаются при отключений основных источников.
18) Здания, сооружения и открытые производственные установки в зависимости от назначения, класса взрывоопасных и пожарных зон, среднегодовой продолжительности гроз в районе их расположения и ожидаемого количества поражений молнией обеспечивают молниезащитных зданий и сооружений и настоящих правил.
1) Геологический фонд НГДУ «Чернушканефть» 1996-2001г.
2) ЭНГС «Недра» 1989.
А.И. Акульшин, и др.
3) Техника безопасности и охрана экологии НГДУ «Чернушканефть» 2000.
4) В.М. Муравьёв, Эксплуатация нефтяных и газовых скважин., М., «Недра», 1989.
5) Техническое черчение. Вышнепольский Москва 1988.
6) Добыча нефти и газа. Ф.С. Абдулин Москва, «Недра» 1983.
7) Нефтепромысловое оборудование. Е.И. Бухаленко Москва, «Недра», 1990.
|
|
|
