
- •Введение
- •I Геологиеская часть
- •1.1Общие сведения о месторождении
- •1.2Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- •Каменноугольная система – c
- •Нижний отдел карбона – c1
- •Малиновский надгоризонт
- •Яснополянский надгоризонт
- •Московский ярус – c2m
- •1.3 Тектоника
- •1.4 Нефтегазоносность
- •Московский ярус Верейский горизонт Пласт в3в4
- •Башкирский ярус
- •Пласт Бш1
- •Пласт Бш2
- •Пласт Бш3
- •Серпуховский ярус
- •Визейский ярус Ясноплянский надгоризонт Тульский горизонт
- •Пласт Тл1
- •Бобриковский горизонт
- •Малиновский надгоризонт Радаевский горизонт Пласт Мл
- •Турнейский ярус Пласт т
- •1.5Состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды
- •1.5.1Свойства нефти, газа и конденсата
- •Пласт в3в4
- •Пласты Бш1, Бш2, Бш3
- •Пласт Срп
- •Пласты Тл2-а и Тл2-б
- •Пласты Бб1, Бб2, Бб3
- •Пласт Мл
- •Пласт т
- •1.5.2 Физико-химические свойства пластовых вод
- •1.6 Конструкция скважин
- •II Техническая часть
- •2.1 Современное состояние разработки месторождения
- •2.2 Используемое оборудование
- •2.3 Анализ добывающих возможностей скважин.
- •2.3.1 Определение коэффициента продуктивности скважины
- •2.3.2 Рассчитываем допустимое забойное давление на приеме насоса
- •2.3.3 Определение максимального допустимого дебита скважины
- •2.3.4 Определяем разницу между фактическим и максимально допустимым дебитом скважины
- •2.4 Анализ технологических режимов скважины.
- •2.4.1 Определение газового фактора на приёме насоса
- •2.4.2 Определяем приведённое пластовое давление на приёме насоса
- •2.4.3 Находим оптимальную глубину погружения насоса под уровень жидкости
- •2.5 Выбор оборудования
- •2.5.1 Определение теоретического дебита по формуле:
- •2.5.2 Определение глубины спуска насоса
- •2.5.3 Определение глубины откачки
- •2.5.4 Определение числа качаний
- •2.5.9 Определение максимальной нагрузки на головку балансира
- •2.6 Выводы и рекомендации
- •3 Организационная часть
- •3.1 Охрана труда
- •3.2. Охрана недр
- •3.3 Охрана окружающей среды
- •3.4 Противопожарные мероприятия
- •Заключение
- •Список литературы
2.2 Используемое оборудование
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее распространенным способом добычи на Кокуйском месторождении. В большинстве случаев глубинно-насосную эксплуатацию применяют в мало дебитных и средне дебитных скважинах.
Скважинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, штанговые глубинные насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: невставные и вставные, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине (рис. 1). Невставные насосы: цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.
Вставные насосы: цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.
Привод ШГН осуществляется с поверхности через колонну специальных штанг от станка – качалки (рис. 2). Насосная установка (рис. 3) состоит из насоса (1), находящегося в скважине, и станка-качалки (6), установленного на поверхности у устья. Цилиндр (11) насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб (9), а плунжер (12) подвешен на колонне штанг (2). Самая верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой (4) балансира (5) станка-качалки (6) канатной или цепной подвеской. В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан (10), а в нижней части всасывающий клапан (13). Колонна насосных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником (3).
В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, предназначенное для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока. Через боковой отвод тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя (8) через редуктор (7) и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки. Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан (13) под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан (10) в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.
При движении плунжера (12) вниз всасывающий клапан (13) закрывается, а нагнетательный клапан (10) открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Таким образом, при ходе плунжера одновременно происходят всасывание жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в насосных трубах, и при ходе вниз вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют штанговый (глубинный) насос как насос одинарного действия. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.
Рисунок 2.2.1 Принципиальная схема скважинных штанговых насосов:
а) - невставной насос с штоком типа НГН-1; б) - невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в) - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка
Рисунок 2.2.2 Схема балансирного станка-качалки типа СК:
1 - канатная подвеска; 2 - балансир с поворотной головкой; 3 - опора балансира; 4 - стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - ведомый шкив; 9 - клиноременная передача; 10 - электромотор; 11 - ведущий шкив; 12 - ограждения; 13 - салазки поворотные для электромотора; 14 - рама, 15 - противовес, 16 - траверса, 17 - тормозной шкив