Главная
База знаний "Allbest"
Производство и технологии
Проектирования выкидных линий от скважины, оборудованной винтовой насосной установки до автомат-групп замерной установки на месторождении Башенколь
Проектирования выкидных линий от скважины, оборудованной винтовой насосной установки до автомат-групп замерной установки на месторождении Башенколь
Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения Башенколь. Состав и основные свойства нефти в поверхностных условиях. Особенности конструкции винтовых электронасосов. Расчет годового экономического эффекта от внедрения усовершенствования.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 01.11.2014 |
| Размер файла | 1,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Тема проекта:
Проектирования выкидных линий от скважины, оборудованной винтовой насосной установки до автомат групп замерной установки на месторождения Башенколь
Содержание
- Аннотация
- Введение
- 1. Геологическая часть
- 1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика
- 1.2 Тектоника
- 1.3 Нефтеносность
- 1.4 Состав и свойства нефти в поверхностных условиях
- 2. Винтовые насосы
- 2.1 Особенности конструкции винтовых электронасосов
- 2.2 Автоматизированная групповая замерная установка
- 2.3 Требования и рекомендации к системе сбора, транспорта и подготовки нефти
- 2.5.1 Теоретический коэффициент концентрации напряжений рассчитывается по формуле
- 2.5.2 Теоретический коэффициент концентрации напряжений корректируется с учетом ограниченной длины ширины бурта
- 2.5.3 Относительный градиент напряжений в зоне их максимальной концентрации вычисляется по формуле
- 2.5.4 Отношение эффективного коэффициента концентрации и масштабного фактора, а также каждый из указанных параметров в отдельности рассчитываются таким образом:
- 3. Экономическая часть
- 3.1 Экономические основы конструирования
- 3.2 Методика определения экономической эффективности
- 3.3 Расчет годового экономического эффекта от внедрения усовершенствования
- 4. Охрана труда и окружающей среды
- 4.1 Общие сведения об охране труда
- 4.2 Планирование мероприятий по охране труда, организация и пропаганда безопасных методов труда
- 4.3 Аспекты охраны окружающей среды
- 4.4 Требования к технологии добычи нефти и к оборудованию
- Заключение
- Список использованной литературы
Аннотация
В представленном дипломном проекте рассмотрены четыре основных раздела:
Геологическая часть
Техническая часть;
Экономическая часть;
Охрана труда и окружающей среды.
В геологической части приводятся литолого-стратиграфическая характеристика, тектоника, нефтеносность, характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородность, состав и свойства нефти в поверхностных условиях. В технической части приводятся особенности конструкции винтовых электронасосов, автоматизированная групповая замерная установка, Требования и рекомендации к системе сбора, транспорта и подготовки нефти и расчет штанг верхнеприводных винтовых насосов.
В экономической части произведён расчёт годового экономического эффекта от внедрения усовершенствованной конструкции.
В разделе "Охрана труда и окружающей среды" затронуты вопросы планирование мероприятий по охране труда, аспекты охраны окружающей среды и основные требования к технологии добычи нефти и к оборудованию.
Введение
Актуальность темы исследования: Практика эксплуатации добывающих скважин на различных месторождениях позволяет выделить ряд основных параметров при выборе механизированного способа эксплуатации.
В качестве основных показателей при выборе способа эксплуатации для месторождения Блиновское рассмотрены технические, технологические, эксплуатационные и социальные аспекты вопроса. Ввиду отсутствия прямых дифференцированных данных из-за постоянного хаотического изменения цен определить границы технико-экономических показателей применения различного нефтедобывающего оборудования на данный момент затруднительно.
Винтовые насосы с поверхностным приводом эффективны при откачке нефти с высокой парафинистостью и значительном проценте выноса песка. При выборе насоса, если необходимый дебит лежит в верхней половине интервала скоростей, лучше выбрать насос с большой производительностью и установить меньшее число оборотов. При появлении песка и для полного выноса его с забоя скважины, насос рекомендуется спускать до верхних дыр интервала перфорации. Эксплуатацию скважин следует начинать с минимальных оборотов с последующим выводом на оптимальный режим исходя из динамических уровней и намеченных технологических режимов.
Научная новизна и значение дипломного исследования. С целью оптимизации работы скважин и уточнения фактической продуктивности коллектора следует проводить исследования на установившихся режимах, приурочивая их к геолого-техническим мероприятиям. Исследование скважин, оборудованных винтовым насосом, заключается в регистрации уровня и дебита при работе скважин на разных режимах, которые устанавливаются уменьшением и увеличением скорости вращения ротора, т.е. числа оборотов в минуту (снижая и увеличивая производительность насоса).
Практическая значимость результатов работы В настоящее время разработаны установки типа УЭВНТ5А на подачу 16-200м3/сут при напоре 1200-900м, где Т означает - тихоходный. Их подача меньше зависит от напора. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях и расходном газосодержании на приме до 0,5.
Современное состояние решаемой научной проблемы. По теме дипломного исследования проведены множество исследований и зарубежными и отечественными учеными.
Цель и задачи исследования. Целью данного дипломного проекта является проектирования выкидных линий от скважины оборудованной винтовой насосной установки до автомат групп замерной установки на месторождения Башенколь. В дипломной работе была поставлена задача: В геологической части приводит литолого-стратиграфическая характеристику, тектонику, нефтеносность, характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородность, состав и свойства нефти в поверхностных условиях. В технической части приводит особенности конструкции винтовых электронасосов, автоматизированная групповая замерная установка, требования и рекомендации к системе сбора, транспорта и подготовки нефти и расчет штанг верхнеприводных винтовых насосов.
Предметом исследования к новой технике относятся впервые реализуемые в народном хозяйстве результаты научных исследований и прикладных разработок, содержащие изобретения и другие научно-технические достижения или более совершенные технологические процессы, средства и предметы труда, используемые в процессе эксплуатации; способы организации труда и производства, обеспечивающие при их использовании повышение технико-экономических показателей, а также решения социальных и ряда других задач хозяйствования.
винтовой электронасос нефть месторождение
Объектом исследования. В административном отношении площадь работ находится на территории Мугалджарского и Темирского районов Актюбинской области (рисунок 1.1).
Непосредственно на площади крупные населенные пункты отсутствуют.
Ближайшая железнодорожная станция Караулкельды (п. Байганин) расположена в 100 км к северо-западу от контрактной территории.
Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Кенкияк, Кокжиде и Кумсай. В 15 км к северо-западу от северной границы площади находится нефтяной промысел Кенкияк.
Теоретической и методологической основой исследования являются труды отечественных и зарубежных авторов.
Практическая база написания дипломного проекта основана Поднятие Башенколь в тектоническом отношении расположено в пределах восточной части Прикаспийской впадины в 12,5 км к юго-востоку от нефтяного месторождения Кенкияк.
Связь с областным центром и промыслом Кенкияк осуществляется по асфальтированной дороге. Между поселком Кенкияк и площадью работ проходят только проселочные дороги, проезд по которым в осенний и весенний периоды практически не возможен. Работа на площади возможна только зимой с применением тракторов и вездеходов.
В орографическом отношении описываемая площадь является частью предгорной равнины, расположенной между Мугоджарскими горами и Прикаспийской низменностью.
Морфологически район является слабо всхолмленной равниной, изрезанной долинами рек, балок и оврагов. Площадь работ подразделяется на две части: восточную и западную.
Восточная часть площади закрыта барханными песками песчаного массива Кокжиде. Песчаный массив вытянут с севера на юг почти в меридиональном направлении двух-четырёх километровой полосой. На востоке песчаный массив ограничен долиной реки Эмба, на севере долиной реки Темир, являющейся правым притоком р. Эмбы. Барханы образуют грядово-бугристый рельеф, высота их местами достигает 50 м.
Западная часть площади равнинная, луговая, она является древней долиной реки Темир, изрезана сетью мелких балок и оврагов, впадающих в реку Темир. Абсолютные высотные отметки рельефа колеблются от +93м до +316м.
Климат района резко континентальный с сухим жарким летом и холодной зимой, с резкими суточными и годовыми колебаниями температур. Зимой, в январе и феврале, температура опускается до - 30-40є, летом поднимается до +30є- (+40є). Среднегодовое количество осадков достигает 268 мм, основной максимум выпадения осадков падает на первую половину лета, второй на сентябрь. Снеговой покров лежит с ноября до начала апреля. Глубина промерзания земли в зимний период от 0,8 до 1,2м.
Для района характерны сильные ветры преимущественно северо-восточного и западного направлений со средней скоростью 4-6 м/сек.
Растительность района в связи с суровыми климатическими условиями бедна. Вдоль берегов реки Эмба и ее притоков наблюдаются многочисленные заросли кустарников.
Гидрографическая сеть района представлена рекой Эмба и ее притоками Темир, Байсарысай и др. протекающими с северо-востока на юго-запад. Крутизна берегов до 6м. Воды этих рек непригодны для питья. Они пользуются для технических целей.
Через контрактную территорию в меридиональном направлении проходит нефтепровод Кандыагаш-Кенкияк.
1. Геологическая часть
1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика
В пределах структуры Башенколь поисково-разведочными скважинами вскрыты отложения от верхнепермских до четвертичных включительно.
Палеозойская группа (Рz)
Отложения палеозойской группы со стратиграфическим и угловым несогласием перекрыты триасовыми или юрскими отложениями.
На Башенкольской площади палеозойские отложения выделяются в объёме нижнего и среднего отделов карбона, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижней перми и верхней перми.
Каменноугольная система (С)
Отложения каменноугольного возраста на площади Башенколь вскрыты двумя параметрическими скважинами (П-5, П-6) и подразделяются на средний и нижний карбон.
Нижний отдел - С1
Вскрыт в скважине П-6 и представлен визейским и серпуховским ярусами. Вскрытая толщина отложений - 1107м.
Визейский ярус
Отложения визейского яруса представлены терригенно-карбонатными породами - преимущественно песчаниками; аргиллиты, алевролиты и известняки имеют подчиненное значение. Вскрытая толщина отложений - 450м.
Серпуховский ярус
Сложен серпуховский ярус известняками мелкозернистой структуры, прослоями органогенно-детритовыми, неравномерно битуминозными. Нередко известняки переходят в обломочные биогермные доломитизированные известняки и кавернозные доломиты. Толщина отложений серпуховского яруса до 600м (скважина П-6)
Средний отдел - С2
Осадочный комплекс среднекаменноугольного возраста на исследуемой территории развит повсеместно и включает в себя отложения башкирского и московского ярусов. Объем и мощности стратиграфических подразделений среднего карбона изменяются в широких пределах. В составе среднего карбона выделяются: отложения от краснополянского до каширского горизонта, слагающие верхнюю часть карбонатной толщи КТ-II, подольский горизонт, сложенный терригенными породами и образующий межкарбонатную толщу МКТ (на месторождении Урихтау палеонтологически доказано присутствие карбонатной толщи подольского возраста), мячковский горизонт в составе первой карбонатной толщи КТ-I.
Образования первой и второй карбонатных толщ на площади Башенколь сложены фациями мелководного шельфа. Толщина отложений среднего карбона в скважинах от 28 до 745м
Пермская система - Р
Нижний отдел - РI
В составе этого комплекса пород по структурным особенностям выделяются докунгурские и кунгурские отложения. Докунгурские отложения представлены, в основном, терригенными песчано-глинистыми породами сакмарского и артинского ярусов.
Кунгурский ярус сложен каменной солью и сульфатно-терригенными породами.
Сакмарский ярус - Р1s.
Отложения этого возраста сложены терригенными породами - аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Толщина отложений сакмарского яруса изменяется от 247м (скважина П-6) до 476м (скважина П-5).
Артинский ярус - Р1ar.
Литологически отложения этого возраста представлены толщей песчаников и алевролитов с прослоями гравелитов и аргиллитов. Толщина осадков артинского яруса - 226м (скважина П-5).
Кунгурский ярус - Р1к.
Кунгурские отложения вскрыты скважинами 19, 25, 26, 27, 42, 43, П-5 и П-6.
Литологически породы кунгурского яруса представлены галогенной и верхней терригенно-сульфатной толщей.
Галогенная толща сложена каменной солью с редкими маломощными прослоями гипсов, ангидритов, калийных солей, редко терригенных пород. Каменная соль белая, светло-серая, крупнокристаллическая, массивная.
Терригенно-сульфатная толща представлена ангидритами, каменной солью, аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Ангидриты светло-серые, темно-серые с зеленоватым оттенком, мелкокристаллические, с включением глинистого материала. Аргиллиты серые, темно-серые с зеленоватым оттенком, тонкоплитчатые со следами перемятости. Алевролиты, песчаники серые, темно-серые, полимиктовые, мелко - и среднезернистые с включением кварцевой гальки, известковистые, плитчатые, иногда песчаник переходит в мелко галечный конгломерат.
Толщина кунгурских отложений на Башенколе изменяется в пределах 191м (скважина П-5) - 847м (скважина П-6).
К подошве осадков кунгурского яруса приурочен региональный для всей Прикаспийской впадины опорный отражающий горизонт П1, по которому вырисовывается структурный план размытой поверхности подсолевого комплекса.
Верхний отдел - Р2
Верхнепермские отложения на Башенколе вскрыты 14 скважинами.
Литологически породы верхней перми представлены аргиллитами, алевролитами, песчаниками, глинами и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.
Аргиллиты темно-бурые, коричневые, алевритистые, плотные, грубослоистые. Песчаники, алевролиты коричневые, светло-серые, разнозернистые, кварцево-полевошпатовые, известковистые. Глины кирпично - и коричневато-красные, алевритистые, плотные, известковистые.
Вскрытая толщина верхнепермских отложений изменяется от 45м до 323м.
Мезозойская группа (Мz)
Мезозойские отложения слагают на площади Башенколь весь комплекс надсолевых отложений. Представлены они триасовой, юрской и меловой системами.
Триасовая система (Т)
Триас на Башенкольской площади выделяется в объёме нижнего отдела, средний отдел повсеместно отсутствует, верхнетриасовые отложения небольшой толщины, по-видимому, имеются в своде структуры Башенколь и выделяются совместно с нижней юрой, поскольку литологически они однородны с нижней юрой. Аналитических данных для их выделения нет.
Нижнетриасовые отложения на площади Башенколь по аналогии с соседними площадями расчленяются на ветлужскую и баскунчакскую серии
Нижний отдел (Т1)
Ветлужская серия (Т1v)
Ветлужская серия на площади Башенколь, также как и на соседних, выделяется в объёме соркольской, кокжидинской и акжарской свит.
Соркольская свита лежит с резким угловым и стратиграфическим несогласием на кунгуре и верхней перми.
Литологически соркольская свита представлена переслаиванием глин, песков, песчаников толщиной 3-10м, в сводовой части купола в основании встречается так называемый конгломератовый горизонт, сложенный конгломератом пестроцветным, глинистым, крепким, плотным, состоящим из кварцевой и кремниевой гальки размером от 0,5 до 3см.
Толщина свиты, непостоянна и колеблется от 42 до 113 м, причём максимальная толщина вскрыта в своде купола (скважина 26), толщина увеличена за счет низов свиты. В своде купола Башенколь (скважина 42) свита отсутствует, будучи срезана среднетриасовым размывом.
Кокжидинская свита согласно лежит на соркольской, эта свита ранее выделялась как "пила", так как на каротажных диаграммах она выделяется часто и мелко изрезанными кривыми КС.
Литологически свита сложена мелким и частым переслаиванием песчаников глинистых слабосцементированных и глин песчанистых. Песчаники зеленовато-серые и кирпично-красные, полимиктовые разнозернистые, слабо сцементированные с включением и прослойками глин песчанистых. Встречаются линзы конгломерата, состоящего из галек глины, известняка, кварца на глинистом цементе.
Акжарская свита согласно лежит на кокжидинской. Литологически это песчано-глинистая свита, состоит она из двух преимущественно песчаных горизонтов в кровле и подошве толщиной по 20-30 м, разделённых прослоем глин 20-30 м.
Песок голубовато-серый и вишнёво-красный, средне - и крупнозернистый, полимиктовый, глинистый, с включениями и прослоями глин.
Песчаник голубовато-серый, вишнёво-красный, полимиктовый, разнозернистый, глинистый, известковистый.
Глина кирпично-красная, зелёная, слюдистая, песчанистая, неслоистая комковатая.
Встречаются редкие линзы, прослои конгломерата, состоящего из гальки кварцево-кремнистых пород.
Толщина свиты изменяется в довольно широких пределах - от 0 до 63 м, что объясняется размывом в посленижнетриасовое время, нормальная толщина свиты, не подверженной размыву, составляет 59-63 м.
Баскунчакская серия.
Баскунчакские отложения представлены на Башенкольской площади кумсайской свитой.
Кумсайская свита в большинстве скважин размыта. Литологически это преимущественно глинистая свита и сложена глинами с прослоями песков и песчаников.
Глина коричневая или зелёная, не слоистая, аргиллитоподобная, прослоями песчанистая или алевритистая, слюдистая, встречаются известковые стяжения.
Песчаник зеленовато-серый, коричневый, полимиктовый, мелко-и среднезернистый, глинистый, известковистый.
Песок зелёный и кирпично-красный, полимиктовый, разнозернистый, глинистый.
В кровле свита размыта, в большинстве скважин полностью. Сохранившаяся от размыва толщина свиты меняется от 20 до 62 м.
Юрская система (J)
Юрская система представлена на площади однородной песчано-глинистой толщей наземно-континентальных угленосных отложений. По спорово-пыльцевым данным в этой толще выделяются нижний и средний отделы.
Нижнеюрский отдел (J1)
Нижнеюрские отложения с резким эрозионным и угловым несогласием перекрывают кунгур и триас. Литологически нижняя юра состоит из двух пачек: верхняя сложена преимущественно глинами, нижняя - преимущественно песчаная.
Песок серый слюдистый, глинистый, мелкозернистый.
Глина серая, буровато-серая, слюдистая, песчанистая, с включениями растительных остатков и кристаллов пирита, с пропластками бурового угля.
Алеврит серый разнозернистый, сильно пелитовый, пелитовой фракции. Песчаник серый известковистый, кварцево-кремнистый, слюдистый, мелко - и среднезернистый, плотный, с включениями пирита и растительных остатков.
Толщина нижней юры на площади меняется в довольно широких пределах от 16 (скважины 74, BSK-12X) до 103 м (скважина 19), увеличиваясь в своде купола Башенколь.
В своде купола Башенколь, между верхней пачкой глин и песчаным горизонтом вклинивается ещё одна пачка глин, так что толщина нижней юры увеличивается к своду купола не только за счет увеличения толщины нижнего горизонта песков, но и за счет увеличения толщины к своду пачки глин.
Среднеюрский отдел (J2).
Среднеюрские отложения вскрыты на площади всеми скважинами, литологически это довольно однородная песчано-глинистая толща, состоящая из пачек глин и песков с прослоями песчаников, алевритов, бурых углей.
Песок серый и светло-серый, мелко - и среднезернистый, прослоями глинистый, с включениями растительных остатков.
Глина светло-серая, серая и тёмно-серая, песчанистая, слюдистая, неизвестковистая, слоистая, с включениями, налётами по плоскостям наслоения и тонкими прослойками песка и алеврита с растительным детритом, с мелкими кристаллами пирита.
Песчаник светло-серый и зеленовато-серый полимиктовый мелкозернистый, с карбонатным цементом базального типа пойкилитовой структуры.
Литологически эти песчано-глинистые угленосные континентальные отложения, вполне аналогичные типично среднеюрским, в то время как типично верхнеюрские отложения являются глинистыми, морскими.
Поэтому верхнеюрские отложения не выделены, а пачка глин в кровле отнесена к средней юре.
Толщина средней юры - 70-136 м. Минимальная толщина средней юры вскрыта в своде купола Башенколь (скважина 26), максимальная - в южной части свода купола (скважина 43).
Меловая система (К)
Меловые отложения представлены на площади только нижним отделом, верхнемеловые отложения из разреза выпадают и, непосредственно, на альбских лежат четвертичные осадки.
Нижний отдел (К1)
Нижний отдел меловой системы выделяется на площади в объёме готеривского, барремского, аптского и альбского ярусов.
Готеривский ярус (К1g)
Готеривские отложения несогласно перекрывают среднюю юру. Готеривский ярус расчленяется на пелициподовую и песчано-глинистую свиты. Литологически это довольно однородная, преимущественно глинистая толща, сложенная морскими серо-цветными породами. Глины серые, зеленовато-серые иногда слабо известковистые однородные слюдистые, слабопесчанистые не яснослоистые, оскольчатые, с включениями мелких растительных остатков и раковин. Пески и алевриты светло-серые и зеленовато-серые, глинистые. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, кварцево-полевошпатовые, полимиктовые, известковистые, мелко - и тонкозернистые, плотные, иногда встречаются маломощные прослои серых кристаллических, иногда глинистых известняков и мергелей с обильным включением раковин, переходящих в ракушники. Толщина готеривского яруса - 26-63 м.
Барремский ярус (К1br)
Барремский ярус выделяется на Башенкольской площади в объёме песчаного горизонта в основании пестроцветной свиты, залегает согласно на готериве. Сложен ярус глинами пестроцветными с прослоями песков, песчаников.
Глины серовато-зелёные, коричневые, тёмно-коричневые, кирпично-красные, фиолетовые с разными оттенками, неравномерно алевритистые и песчанистые, слюдистые, участками известковистые, комковатые или оскольчатые, с зеркалами скольжения, с включением известковистых желваков.
Пески и песчаники зелёные, зеленовато-серые и серые, слюдистые, глинистые, мелко - и среднезернистые, полимиктовые с базальным кальцитовым крупнокристаллическим цементом. Толщина горизонта 54-113м
Аптский ярус (К1ap)
Литологически отложения аптского яруса представлены глинами тёмно-серыми до чёрных, слюдистыми, неравномерно песчанистыми слоистыми, с гнёздами и присыпками по плоскостям наслоения светло-серого алеврита и зелёного кварцево-глауконитового песка, встречаются включения обуглившихся растительных остатков и кристаллы пирита.
В основании разреза хорошо прослеживается песчаный горизонт толщиной около 20м, сложенный песками, песчаниками и алевритами светло-серыми и голубовато-серыми, кварцево-полевошпатовыми, глауконитовыми, мелко - и тонкозернистыми. Песчаники и алевролиты известковистые, сливные.
Толщина аптского горизонта колеблется 12-206м.
Альбский ярус (К1al)
Альбские отложения без видимого несогласия перекрывают апт. Литологически отложения представлены преимущественно песчаной толщей с прослоями и линзами песчанистых глин.
Пески серые, светло-серые, желтовато-серые, жёлтые, мелко-, средне - и крупнозернистые, кварцево-кремнистые, косослоистые. В песках встречаются включения гальки и песчаников. Песчаники серые и жёлто-бурые, кварцево-кремнистые, известковистые, разнозернистые с включением мелкой кварцевой и кремниевой гальки. Глины серые, темно-серые песчанистые, слюдистые, слоистые и косослоистые, с включением растительного детрита.
Толщина альбского яруса изменяется от 0 до 154 м, сокращение толщин вплоть до полного выпадения альба в своде Башенколя происходит за счет его размыва в кровле.
Четвертичная система (Q)
Четвертичные отложения повсеместно перекрывают с поверхности коренные отложения, подразделяются они на два генетических типа: аллювиальные и эоловые.
Аллювиальные отложения (Qal)
Аллювиальные отложения распространены в западной части площади работ в долине реки Темир и представлены глинами, суглинками и песками. Глины серые с коричневатым оттенком, илистые, вязкие.
Суглинки желтовато-серые, бурые комковатые с мелкой галькой. Пески светло-серые и жёлтые, кварцево-кремнистые, глинистые, слюдистые разнозернистые, с включениями гравия и гальки. Толщина аллювия - 4-24 м.
Эоловые отложения - Qэ
Эоловые отложения перекрывают восточную часть площади работ, это пески барханного массива Кокжиде. Пески светло-серые, почти белые кварцево-кремнистые средне и мелкозернистые. Толщина эоловых отложений 2-23,5м.
1.2 Тектоника
В тектоническом отношении соляной купол Башенколь расположен в Кенкиякской седловине восточной бортовой части Прикаспийской впадины.
Соляной купол Башенколь расположен в 7 км к юго-востоку от соляного купола Кенкияк. Башенколь - это небольшое солянокупольное поднятие скрытопрорванного типа, простирающегося в северо-западном направлении, которое на северном окончании образует массив овальной формы с крутыми северо - восточным и западным склонами. Размер соляного тела - 8,0 км. х 5,0км. Кровля соли в своде купола залегает на глубинах 330 - 420м.
Отражающий горизонт VI - соответствует кровле гидрохимических отложений кунгура.
На отложения соленосного этажа со стратиграфическим и угловым несогласиями ложатся комплексы мезозойских и кайнозойских пород, которые имеют небольшие углы наклона и структурный план нижележащих пород.
Свод структуры Башенколь осложнен серией разрывных нарушений, образующих центральный грабен, предграбеновую ступень и крылья структуры.
По результатам интерпретации сейсмических работ МОГТ-2D в пределах площади Башенколь закартирована надсолевая структура, разбитая системой разрывных нарушений. Над бровкой соляного уступа вдоль западного, северного и северо-восточного склонов соли прослеживается основной разлом F, отделяющий ненарушенные крылья структуры от предграбеновой ступени. Второй крупный разлом F1 северо-западного простирания прослеживается субпараллельно первому и ограничивает с запада центральный грабен. На северном крыле расстояние между разломами 1100м, на западном крыле - 700м. На юге оба разлома затухают. С востока центральный грабен ограничен серией коротких разрывных нарушений северо-западного простирания, кулисообразно подставляющих друг друга.
На юго-западе также развита серия параллельно расположенных сбросов. Основным экранирующим элементом для нефтяной залежи является сброс F, выявленный на западном крыле структуры. Из анализа фактического материала бурения, промыслово-геофизических исследований и опробования скважин установлено, что промышленное значение в пределах Башенкольского купола имеют нефтяные залежи в отложениях западного крыла.
По надсолевым отложениям выделены сейсмические отражающие горизонты S, D, D1 D11 V и III. Ниже приводятся описание тектоники в пределах Западного крыла.
Верхнепермские отложения полностью прорваны соляным массивом и с угловым несогласием залегают на соль.
По отражающему горизонту S верхней перми (P2-S) на Башенколе отложения верхней перми представляет моноклиналь воздымающуюся на восток и примыкающую к западному крутому склону соли. Падение горизонта S от минус 500 до минус 900 м, амплитуда 400м. Внутри отражающего горизонта по данным бурения выделены условные нефтяные горизонты S1, S2, S3.
Нижнетриасовые отложения соляным массивом приподняты и в своде размыты. В пределах нижнетриасовых отложений выделены 3 отражающих горизонта D, D1, D11.
По отражающеум горизонту D - по подошве отложений нижнего триаса (Т1sk) структура западного крыла примыкает к сбросу F1 и имеет размеры 0,9х4,0км, амплитуда структуры 50м.
По отражающеум горизонту D1 (Т1 sk) горизонт по кровле коллектора соркольской свиты отложений нижнего триаса в плане совпадает с нижележащим горизонтом и оконтуривается по изогипсе 400м и имеет размеры 1,1х5,9км, амплитуда структуры 50м.
По отражающеум горизонтуD11 (Т1sk) - по кровле соркольской свиты нижнего триаса структурный план и размеры структуры существенно не меняются 1,0х 5,0км., амплитуда 40м.
По отражающеум горизонту V - по подошве нижнеюрских отложений поднятие оконтурено двумя замкнутыми изогипсами 220м и 240м, размеры 1,0х7,0км и 0,6х3,5км, амплитуда структуры 10-20м.
По отражающеум горизонту III - структура представляет собой почти ненарушенную изометричную структуру, оконтуренную по изогипсе минус 100м, в своде образована отрицательная структура. На западном крыле развиты два поднятия, оконтуренные изогипсами минус 125м, размерами 1,8 х5,0км. и 0,75х2,5км., амплитуда 25-125м.
По результатам данных бурения по кровле соркольской свиты нижнетриасовых отложений структура Башенколь сбросами F1, F и f делится на три блока: грабен, I, II и III блоки. Сброс F1 ограничивает с запада центральный грабен и экранирует залежь блока III, западное крыло сбросом f делится на два блока I и II. Сброс F осложняет западное крыло и является экраном залежи блока I.
1.3 Нефтеносность
Промышленные залежи нефти связаны с нижнетриасовыми отложениями, перспективные на нефть с верхнепермскими отложениями. На основании интерпретации сейсмических исследований МОГТ 2Д, комплексов ГИС по скважинам, данных корреляции разрезов по скважинам и с учетом принятой в регионе стратификации, выделены 5 нефтеносных горизонтов. В разрезе отложений верхней перми выделены 3 горизонта: P2s1, P2s2, P2s3; нижнего триаса - 2 горизонта: T1-II и T1-III.
Описание геолого-промысловой характеристики каждого продуктивного горизонта приводится ниже.
Нижнетриасовый горизонт Т1 - II
Горизонт вскрыт 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х) и 3 структурно-поисковыми скважинами (24, 27, 49). По результатам корреляции горизонт делится на 2 пласта А и Б.
Пласт А. Вскрыт 10 разведочными и 3-мя структурно-поисковыми скважинами. По данным ГИС нефтенасыщенные коллектора установлены в 6 скважинах (BSK1Х, BSK4Х, BSK7Х, BSK8Х BSK23 и 49), в 3 скважинах BSK-2Х, BSK-3Х и 24 коллектора водонефтенасыщенные, одна скважина (27) за пределами контура, в остальных скважинах коллектора фациально замещены.
Продуктивность пласта доказана опробованием в 4 скважинах: BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-7Х и BSK-8Х.
Сбросами F, F1 и f пласт делится на 3 блока. Продуктивными являются I и II блоки. На III блоке коллектора водонасыщены.
Залежь I блока представляет собой полусвод, тектонически экранированный с востока сбросом F1. Прямой контакт нефть-вода по каротажу не установлен. Среднее значение между нижними отметками нефти и высокой отметкой воды по ГИС минус 354,4м. Принятый ВНК по пласту А минус 354,4м, что также не противоречит данным опробования.
Абсолютная минимальная отметка кровли коллектора в своде минус 292,5м, высота залежи - 61,9м, размеры залежи в пределах контура нефтеносности 1,43 х 5,25км.
В пределах блока II пласт А нефтенасыщен по ГИС только в скважине BSK-8Х до минус 367,7м. Вода в скважине не выявлена. Опробованием в скважине получена чистая нефть. Условный контур нефтеносности принят на глубине минус 367,7м, т.е. по нижней отметке нефти по ГИС в скважине BSK8Х. Абсолютная минимальная отметка кровли коллектора в своде - минус 360,2м, высота залежи 7,5м. Запасы пласта А оценены по категории С2. Площадь нефтеносности 3723тыс. м2.
Пласт Б. Вскрыт 10 разведочными и 2-мя структурно-поисковыми скважинами (24, 27). По результатам ГИС нефтенасыщенные коллектора установлены в 2 скважинах (BSK - 1Х и BSK-5Х), в 5 скважинах BSK-3Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-25Х и 27 коллектора водонасыщенные, в остальных скважинах коллектора фациально замещены.
При опробовании пласта в скважине BSK-1Х получены незначительные притоки нефти.
Сбросами F, F1 и f пласт Б делится на 3 блока. Продуктивным является I блок. На других блоках коллектора водонасыщены.
Залежь I блока представляет собой полусвод тектонически-экранированный с востока сбросом F1. Прямой контакт нефть-вода по каротажу не установлен. ВНК принят по нижней отметке нефти в скважине BSK5Х на глубине минус 358м.
Абсолютная минимальная отметка кровли коллектора в своде минус 347,9 м, высота залежи - 10,1 м, размеры залежи в пределах контура нефтеносности - 0,38 х 2,0км. Запасы пласта А оценены по категории С2. Площадь нефтеносности по горизонту - 902тыс. м2.
Нижнетриасовый горизонт T1-III является основным продуктивным горизонтом. При бурении горизонт вскрыт 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х) и 2 - мя структурно-поисковыми скважинами (24, 27).
По комплексу ГИС нефтенасыщенные коллектора установлены в 7 скважинах (1Х, 4Х, 5Х, 7Х, 23Х, 25Х и 25) и в 5 скважинах 2Х, 3Х, 8Х, 12Х, 24 коллектора водоносные.
Продуктивность горизонта доказана опробованием в 7 разведочных скважинах (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х).
В пределах горизонта выделяются три самостоятельные залежи, расположенные на разных блоках, ограниченные тектоническими нарушениями.
В пределах I блока залежь представляет полусвод субмеридонального простирания, ограниченный с востока и юго-востока сбросом F1 и с запада сбросом f. Горизонт нефтенасыщен по ГИС в 7 (BSK-1Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-23Х, BSK-25Х) скважинах, нефтеводонасыщен 3 скважинах (BSK-2Х, BSK-3Х, 24).
Прямой контакт нефть - вода по каротажу не установлен. ВНК принят на абсолютной отметке минус - 407,5 м, как среднее значение между нижний отметкой нефти и высокой отметкой воды по ГИС, что подтверждается опробованием.
Абсолютная отметка кровли коллектора в своде минус 342,7м, высота залежи 64,8м, размеры залежи в пределах контура нефтеносности 1,75х 6,75км.
В пределах II блока в залежь пластовая, тектонически экранированная с северо-востока разрывным нарушением сбросом f. Горизонт нефтеводонасыщен в 2 скважинах BSK8Х и BSK12Х.
ВНК принят на абсолютной глубине минус 401,2 м, по высокой отметке воды по ГИС в скважине BSK8Х, что не противоречит данным опробования.
Абсолютная отметка в своде минус 386,0 м, высота залежи 15,2м., размеры в пределах принятого ВНК 0,65х1,25км.
Залежь III блока пластовая, тектонически экранированная с востока сбросом F. Горизонт нефтенасыщен по ГИС только в скважине 27 до минус 418,6м. Вода в скважине не выявлена. Скважина не опробована.
Условный контур нефтеносности (УКН) принят на отметке минус 418,6м, т.е. по нижней отметке нефти по ГИС в скважине 27.
Абсолютная минимальная отметка коллектора в своде минус 404м, высота залежи 14,6м, размеры в пределах принятого контура нефтеносности 0,15х1,2км.
Площади нефтеносности горизонта составляют по категории С1 7834тыс. м2, по С2 - 3268тыс. м2.
Верхнепермский горизонт P2s1
В процессе разведочного бурения горизонт вскрыт всеми 10 скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х), из них в 2 скважинах (BSK-4Х и BSK-23Х) горизонт нефтеносен, в одной скважине BSK-25Х водоносен. В остальных скважинах коллектора фациально замещены.
Залежь в пределах горизонта имеет форму полусвода, экранированного с востока сбросом F1.
Прямой контакт нефть - вода не установлен. ВНК принят на абсолютной отметке минус 420,5 м., как среднее значение между нижний отметкой нефти и высокой отметкой воды по ГИС. Опробование в скважинах не проведено.
Минимальная абсолютная отметка в своде минус 392,1 м. (BSK-4Х), высота залежи 27,9м. При принятом ВНК размеры залежи составляют 1,1х4,75 км. Запасы отнесены к категории С2. Площадь нефтеносности горизонта 1557тыс. м2.
Верхнепермский горизонт P2s2
Горизонт вскрыт всеми 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х), из них 3 скважины (BSK-1Х, BSK-4Х, BSK-7Х) нефтенасыщены, а 1 скважина (BSK-25Х) водонасыщена. В остальных скважинах коллектора фациально замещены.
Залежь в пределах горизонта имеет форму полусвода, экранированного с востока сбросом F1 и крутым склоном соли.
Прямой контакт нефть-вода не установлен. Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке минус 444,3 м, как среднее значение между нижний отметкой нефти и высокой отметкой воды по ГИС. Опробование в скважинах не проведено.
Минимальная абсолютная отметка в своде минус 404,1 м, высота залежи 40,2 м. При принятом ВНК размеры залежи составляют 1,1х5,2 км.
Запасы отнесены к категории С2. Площадь нефтеносности горизонта 2688тыс. м2.
Верхнепермский горизонт P2s3.
Горизонт вскрыт всеми 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х), из них 2 скважины (BSK1Х, BSK23Х) нефтенасыщены. В остальных скважинах коллектора фациально замещены.
Залежь в пределах горизонта имеет форму полусвода, экранированного с востока крутым склоном соли.
Прямой контакт нефть - вода не установлен. Вода в скважине не выявлена. Условный контур нефтеносности (УКН) принят на отметке минус 532,2м, т.е. по нижней отметке нефти по ГИС в скважине BSK1Х. Опробование в скважинах не проведено.
Минимальная абсолютная отметка в своде минус 476,5 м, высота залежи - 55,7м, размеры залежи составляют 1,1х 4,63км.
Запасы отнесены к категории С2. Площадь нефтеносности горизонта - 3872тыс. м2.
1.1 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородность
Общие эффективные, нефтенасыщенные толщины определены по комплексу ГИС с учетом результатов исследований кернового материала и данных опробования
Характеристика коллекторских свойств приведена по анализам кернового материала, ГИС и по результатам опробования и гидродинамических исследований.
Ниже приводится характеристика по продуктивным горизонтам и пластам.
Нижнетриасовый горизонт T1-II, пласт А.
Литологически горизонт представлен переслаиванием разнозернистых полимиктовых песков, песчаников, алевролитов, в разной степени насыщенных нефтью, и глин.
Общая толщина пласта колеблется от 7 м до 19м, при среднем значении 13,4м, эффективная от 0,9м до 8,7м при среднем значении 3,4м, нефтенасыщенная от 0,7м до 8,4м при среднем значении 3,4м.
Пласт состоит от 1 до 3 пропластков-коллекторов, характеризуется расчлененностью в среднем 1,7 и коэффициентом песчанистости 0,301д. ед.
Анализами керна горизонт освещен в одной скважине BSK-3X, по данным которых открытая пористость составляет 0,239 д. ед., насыщенность 0,034 д. ед, проницаемость - 0,350 д. ед. По данным ГИС коэффициент пористости в среднем 0,273д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,649д. ед.
Нижнетриасовый горизонт T1-II, пласт Б.
Литологически горизонт представлен переслаиванием разнозернистых полимиктовых песков, песчаников, алевролитов в разной степени насыщенных нефтью и глин.
Общая толщина пласта колеблется от 5м до 10м, при среднем значении 7,3м, эффективная от 0,8м до 3,2м при среднем значении 1,8м, нефтенасыщенная от 1,7м до 3,2м при среднем значении 2,4м.
Пласт состоит от 1 до 2 пропластков-коллекторов, характеризуется коэффициентом расчлененности 1,3 и коэффициентом песчанистости 0,259д. ед.
По данным ГИС средневзвешенный коэффициент пористости 0, 209д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,541д. ед.
Нижнетриасовый горизонт T1-III.
Литологически горизонт представлен переслаиванием разнозернистых полимиктовых песков, песчаников, алевролитов в разной степени насыщенных нефтью и глин.
Общая толщина пласта колеблется от 27м до 32м, при среднем значении 30,1м, эффективная от 5,9м до 17,5м при среднем значении - 11,5м, нефтенасыщенная от 4,4м до 16,9м при среднем значении 10,4м.
Горизонт состоит от 2 до 8 песчаных пропластков-коллекторов, отделенных глинистыми разделами, характеризуется средней расчлененностью 4 и коэффициентом песчанистости 0,380 д. ед.
Нефтенасыщенные толщины по площади, как блоков, так и горизонта в целом распределяются неравномерно. Зоны максимальных толщин выделяются в блоке I (в районе скважин BSK-1Х, BSK-2Х).
По керну по представительным образцам открытая пористость в среднем составляет - 0,233 д. ед, нефтенасыщенность 0,123 д. ед., средняя проницаемость 0,309 мкм2.
По данным ГИС в среднем коэффициент пористости 0,272 д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,672д. ед.
Верхнепермский горизонт P2s1.
В строении горизонта участвуют разнозернистые алевролиты, песчаники и аргиллиты, глины и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.
Общая толщина горизонта изменяется от 6,0м до 10м, средняя 7,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,9 до 2,2 м в среднем 1,7 м, нефтенасыщенная варьирует в пределах от 0,9 м (BSK4Х) до 1,9 (BSK23Х), в среднем 1,4 м.
Горизонт представлен 1 пластом - коллектором, Коэффициент песчанистости равен 0,237д. ед.
Горизонт анализами керна не освещен. По данным ГИС в среднем коэффициент пористости равен 0, 193 д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,584д. ед.
Верхнепермский горизонт P2s2.
Литология горизонта представлена аргиллитами, алевролитами, песчаниками, глинами и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.
Общая толщина горизонта изменяется от 6м до 10м, средняя 7,4 м. Эффективная толщина изменяется от 1,6 до 3,3 м, в среднем равняясь 2,4 м, нефтенасыщенная толщина варьирует от 1,6 м. до 3,3 м., в среднем 2,6 м.
Горизонт представлен 1-2 пластами-коллекторами и характеризуется коэффициентом расчлененности 1,5 и коэффициентом песчанистости 0,324д. ед.
Горизонт анализами керна не освещен. По данным ГИС в среднем коэффициент пористости равен 0,295д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,679д. ед.
Верхнепермский горизонт P2s3. Литологически горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, глинами и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.
Общая толщина горизонта изменяется от 3,0м до 12м, средняя 6,3 м. Эффективная толщина изменяется от 1,9 до 3,8 м в среднем 2,9 м, нефтенасыщенная толщина варьирует от 1,9 м (BSK1Х) до 3,8. (BSK23Х), в среднем равняясь 2,9 м.
Горизонт представлен 1-4 пластами-коллекторами и характеризуется коэффициентом расчлененности 2,5, коэффициентом песчанистости 0,475д. ед.
Горизонт анализами керна не освещен.
По данным ГИС в среднем коэффициент пористости равен 0,177д. ед., коэффициент нефтенасыщенности - 0,554д. ед.
1.4 Состав и свойства нефти в поверхностных условиях
В поверхностных условиях отобраны и проанализированы 8 проб нефти при опробовании скважин в период разведки. Поверхностные пробы отбирались у устьев скважин и приемной емкости после сепарации.
Исследование нефти проводилось в период разведочных работ в Испытательной лаборатории НИИ АО "СНПС - Актобемунайгаз". Исследованы нефти только нижнетриасовых отложений. Нижнепермские горизонты пробами не освещены.
Нижнетриасовый горизонт Т1 II.
Горизонт состоит из 2-х пластов А и Б. Самостоятельно пласты пробами не освещены. Пласт А совместно с горизонтом Т1-III освещен 3-мя пробами из скважины BSK-2Х, пласт Б также совместно с горизонтом Т1-III освещен 2-мя пробами из скважины BSK-1Х.
Нижнетриасовый горизонт Т1 - III.
По горизонту имеются 2 пробы нефти, отобранные из скважин BSK-4Х и BSK-7Х блока I и одна проба из скважины BSK-8Х блока II, в которых опробование проведено самостоятельно.
Плотность нефти по скважинам блока I изменяется от 0,875до 0,908г/см3 и в среднем составляет 0,893г/см3, кинематическая вязкость при 20°С варьирует от 39,4 до 122 см2/с, составляя в среднем 78,8 см2/с, при 40°С от 36,3 до 48,6 см2/с в среднем равняясь 50,7 см2/с.
Из группового углеводородного состава определено содержание парафина и серы. Содержание парафина изменяется от 0,39 до 1,55%мас и в среднем составило 0,93%мас, серы колеблется от 0,34 до 1,7%мас и в среднем составило 0,71%мас. По свойствам и составу нефти блока являются тяжелыми, высоковязким, малопарафиновыми и сернистыми. Углеводородный состав нефти не определялся.
Нефть блока II (по пробе из скважины BSK-8Х) по данным лабораторных анализов относится к очень тяжелым (0,922г/см3), высоковязким (99,5 см2/с при 40°С), сернистым (0,7%мас) и парафиновым (1,5%мас).
По данным фракционного состава определен выход фракций с 200°С до 300°С.
2. Винтовые насосы
2.1 Особенности конструкции винтовых электронасосов
Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. Приводом служит такой погружной электродвигатель (ПЭД), как и для погружного центробежного электронасоса (ПЦЭН), с частотой вращения, вдвое меньшей. Это достигается такими соединениями и укладкой статорной обмотки двигателя, что создается четырехполюсное магнитное поле с синхронной частотой вращения 1500 мин-1.
Если для ПЦЭН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно уменьшение частоты вращения вала, так как в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается к. п. д. и другие показатели. Внешне ПВН мало отличается от ПЦЭН.
В комплект установки входят:
автотрансформатор или трансформатор на соответствующие напряжения для питания ПЭД;
станция управления с необходимой автоматикой и защитой;
устьевое оборудование, герметизирующее устье скважины и ввод кабеля в скважину;
электрический кабель круглого сечения, прикрепляемый поясками к НКТ;
винтовой насос, состоящий из двух работающих навстречу друг другу винтов с двумя приемными сетками и общим выкидом;
гидрозащита электродвигателя; маслонаполненный четырехполюсный электродвигатель переменного тока - ПЭД.
Подобные документы
Проблемы строительства скважин на Карсовайском нефтегазовом месторождении по причине осыпей, обвалов и прихватоопасных зон. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу. Расчет конструкции скважины.
курсовая работа [510,0 K], добавлен 16.09.2017Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины: геологические условия проводки, нефтегазоносность. Расчет обсадных колонн, технологическая оснастка, конструкция. Подготовка буровой установки к креплению скважины, испытание на продуктивность.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 30.06.2014Геолого-физическая и литолого-стратиграфическая характеристика Туймазинского месторождения. Описание продуктивных горизонтов. Строительство буровой вышки. Автоматизированные групповые замерные установки "Спутник". Лабораторные исследования нефти.
отчет по практике [2,3 M], добавлен 13.10.2015Сведения о районе строительства нефтяной скважины. Геологическая и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Проектирование конструкции и профиля скважины. Выбор буровых растворов и способа бурения. Предупреждение и ликвидация пластовых флюидов.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 27.03.2015Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.
курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014Знакомство с винтовыми механизмами. Зависимость коэффициента полезного действия винтовой пары от величины осевой и эксцентричной нагрузки на гайку. Кинематическая схема установки. Достоинства винтовых передач: простота конструкции, компактность.
лабораторная работа [239,7 K], добавлен 06.05.2009Расчет и проектирования гидравлического привода осциллирующей подачи. Расчет и выбор гидроаппаратуры, трубопроводов и насосной установки. Разработка конструкции гидроблока управления. Разработка технологического процесса изготовления детали "диск".
дипломная работа [2,7 M], добавлен 27.10.2017Консольные насосы: устройство, принцип работы и разновидности. Определение параметров рабочей точки насосной установки. Определение минимального диаметра всасывающего трубопровода из условия отсутствия кавитации. Регулирование подачи насосной установки.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 23.01.2013Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. Принцип работы установки подготовки нефти "Хитер-Тритер". Материальный баланс ступеней сепарации и общий материальный баланс установки.
курсовая работа [660,9 K], добавлен 12.12.2011
