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.
Основной рабочий орган винтового насоса (рисунок 2.1) состоит из двух стальных полированных и хромированных однозаходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.
Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой - левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний - снизу вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны.
Любое поперечное сечение стального винта есть правильный круг, однако центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего винта. В любом сечении винта, перпендикулярном к его оси, круговое сечение оказывается смещенным от оси вращения на расстояние е, называемое эксцентриситетом (рисунок 2.2).
Поперечные сечения внутренней полости резиновой обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковые, но повернуты относительно друг друга. Через расстояние, равное шагу, эти сечения совпадают.
Само сечение внутренней полости в любом месте представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения винта, раздвинутые друг от друга на расстояние .
При работе двигателя винт вращается вокруг собственной оси. Одновременно сама ось винта совершает вращательное движение по окружности диаметром .
Гребень спирали винта по всей своей длине находится в непрерывном соприкосновении с резиновой обоймой. Между винтом и обоймой образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра винта на , а высота этой полости в направлении оси винта равна шагу обоймы Т (, где - шаг винта).
Перекачиваемая жидкость заполняет полость между винтом и обоймой в пределах каждого шага и, так как при вращении винт в осевом направлении не движется, то жидкость будет перемещаться вдоль оси винта на расстояние одного шага при повороте винта на один оборот. Следовательно, суточная подача винтового насоса будет равна
,
где - частота вращения вала ПЭДа (примерно 1480 мин-1); - коэффициент подачи насоса.
Коэффициент подачи насоса учитывает: обратные протечки через линию соприкосновения гребня спирали винта с внутренней полостью обоймы; неполное заполнение полостей за счет наличия газа во всасывающей смеси; усадку нефти при переходе ее от термодинамических условий насоса к условиям на поверхности.
Для того, чтобы верхний и нижний винты имели возможность вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром , они соединены между собой специальными эксцентриковыми муфтами (см. рисунок 2.1). Конец вала, выходящего из верхнего сальника и подшипника узла гидрозащиты, соединяется с нижним винтом также с помощью эксцентриковых муфт 3.
Рисунок 2.1 - Винтовой насос с двумя уравновешенными рабочими органами
Эксцентриковые муфты работают в жидкости, откачиваемой насосом. Насос имеет двухсторонний прием жидкости и общий выкид в пространство между верхним и нижним винтами. Далее жидкость проходит по кольцевому зазору между корпусом металло-резиновой обоймы верхнего винта и кожухом насоса. Затем по специальным косым каналам, минуя приемную сетку верхнего винта, жидкость попадает в головную часть ПВН, в которой имеется многофункциональный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Обойдя по сверлению предохранительный клапан, жидкость проходит шламовую трубу и попадает в НКТ.
Рисунок 2.2 - Сечение резиновой обоймы и винта насоса
На рисунке 2.3 показаны четыре последовательных положения сечения винта в обойме при одном его повороте.
В нижней части насоса, ниже герметизирующего сальника и двухрядного радиально-упорного подшипника размещается пусковая муфта. Она соединяет вал протектора и двигателя с валом насоса только после того, как вал двигателя разовьет число оборотов, соответствующее максимальному крутящему моменту двигателя. Для этого в пусковой муфте имеются выдвижные эксцентриковые кулачки, входящие в зацепление при определенной частоте вращения вала.
Такая пусковая муфта обеспечивает надежный запуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя. Кроме того, она не позволяет вращаться валу насоса в сторону, противоположному заданному направлению. В этом случае в муфте происходит свободное проворачивание валов без зацепления, чем предупреждается развинчивание деталей наоса и резьбовых соединений, а резиновые обоймы рабочих органов предохраняются, таким образом, от перегрева и сухого трения, так как при обратном вращении жидкость из НКТ откачалась бы в кольцевое пространство. Такое обратное вращение может произойти при ошибочной перестановке двух концов электрического кабеля на трансформаторе.
Рисунок 2.3 - Положение сечения винта в обойме при его повороте на один оборот:
I - исходное положение; II - положение при повороте на 900; III - положение при повороте на 1800; IV - положение при повороте на 2700; V - положение при повороте на 3600;
к - фиксированная точка на поверхности винта (вращение против часовой стрелки)
Четыре эксцентриковые муфты позволяют за счет подвижности шарниров передавать необходимый крутящий момент и одновременно совершать винтам сложное планетарное движение в резиновых обоймах.
Поршеньково-золотниковый предохранительный клапан выполняет следующие функции.
Так как сквозной проток жидкости при неподвижном винте в ПВН невозможен, то при его спуске в скважину на НКТ под уровень жидкости возникает необходимость заполнения НКТ жидкостью из межтрубного пространства. В этом случае поршеньково-золотниковый предохранительный клапан устанавливает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным пространством.
При подъеме ПВН из скважины жидкость из НКТ по тем же причинам не может перетечь в межтрубное пространство. Поршеньково-золотниковый клапан в этом случае также устанавливает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным пространством и жидкость сливается.
При недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину или при содержании в жидкости большого количества газа золотник предохранительного клапана устанавливается так, что часть жидкости из колонны НКТ перетекает через боковой клапан в межтрубное пространство. Когда насос разовьет нормальную подачу, золотник клапана перекроет боковой спусковой клапан и вся жидкость, подаваемая насосом, будет поступать в НКТ.
В противоположность ПЦЭН винтовые насосы, как и все объемные машины, не могут работать при закрытом выкиде. Поэтому при случайном закрытии задвижки на устье ПВН выходит из строя. Для предупреждения подобных явлений золотниковый предохранительный клапан срабатывает и сбрасывает жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Для этого клапан регулируется на строго регламентируемую величину давления, при превышении которой происходит сброс.
Золотниковый предохранительный клапан позволяет откачивать жидкость из скважин с низким динамическим уровнем и не допускает его снижения до приемных сеток насоса, так как в этом случае клапан сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Это приведет к снижению результирующей подачи и срабатыванию релейной защиты на станции управления, отключающей всю установку.
Если по каким-либо причинам установка не отключится, то после накопления жидкости в межтрубном пространстве и повышения ее уровня клапан закроет спусковой канал и установка перейдет на нормальный режим работы с полой подачей жидкости в НКТ. Поскольку слабый приток из пласта сохраняется, то это приведет снова к снижению уровня в межтрубном пространстве, клапан снова сработает и сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Такая вынужденная самопроизвольная периодическая эксплуатация будет продолжаться до тех пор, пока станция управления не отключит установку. Назначением золотникового предохранительного клапана является недопущение сухого трения винта в резиновой обойме и выхода из строя насоса по этой причине.
Шламовая труба предохраняет насос от попадания в его рабочие органы твердых частиц и окалины со стенок НКТ и стеклянной крошки в случае применения остеклованных или эмалированных НКТ. Она представляет собой обычный патрубок с боковыми отверстиями и заглушенным верхним концом. Оседающие твердые частицы накапливаются между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы.
Как видно из описания, ПВН - несложная машина с небольшим числом деталей (в противоположность ПЦЭН) и в настоящее время имеет высокую надежность и достаточно большой межремонтный период. Серийные конструкции рассчитаны в основном на номинальную подачу 40, 80 и 100 м3/сут при диаметрах обсадных колонн 146 и 168 мм.
Благодаря двум винтам с правым и левым направлением их спиралей эти насосы во время работы взаимно гидравлически разгружаются, поэтому их опорные подшипники и пяты не подвергаются большим осевым усилиям. Друг от друга насосы отличаются только размерами винтов и резиновых обойм, благодаря чему достигнута и высокая унификация, и взаимозаменяемость всех деталей и узлов. Наиболее слабым местом в винтовых насосах является резиновая обойма, которая при недостатке смазки сразу выходит из строя. Винтовые насосы на вязкой жидкости работают лучше, чем на сильно обводненной продукции скважин. Они не эмульгируют нефть, как центробежные насосы.К. п. д. насоса достигает 0,8.
Винтовые насосы имеют шифр, подобный шифру центробежных насосов. Например, ЭВНТ5А-100-1000 означает: электровинтовой насос (ЭВН) тихоходный (Т) под колонну 5А с подачей 100 м3/сут, напором 1000 м. Имеются насосы, развивающие напор 1400 м. Насос ЭВНТ5А-100-1000 имеет на воде максимальный к. п. д.0,68-0,7, а при незначительном повышении вязкости жидкости до 0,4 см2/с его максимальный к. п. д. увеличивается до 0,73-0,75.
На рисунке 2.4 показаны рабочие характеристики серийного насоса ЭВНТ5А-100-1000 при его работе на воде (кривые 1) и глицерине (кривые 2) с вязкостью 1,35 см2/с.
Поскольку ПВН является объемной машиной, то его подача гораздо в меньшей степени, чем в ПЭЦН, зависит от напора. Повышение напора увеличивает протечки жидкости через линию контакта гребня винта с внутренней полостью резиновой обоймы, и это несколько снижает подачу. Тем не менее, для ПВН характерна более широкая область рекомендованных режимов при сохранении высоких значений к. п. д. Это позволяет один и тот же ПВН применять для эксплуатации скважин с различными динамическими уровнями.
Рисунок 2.4 - Рабочие характеристики винтового насоса типа ЭВНТА5А-100-1000 при работе на воде и глицерине
Например, для насосов с напором до м и подачами от 40 до 100 м3/сут зона оптимального к. п. д. находится в пределах напоров от 350 до 1000 м. Продолжительность работы ПВН без подъема в некоторых случаях достигла 16 мес.
Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоковязких нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи.
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. Область применения их ограничена температурой до 30-70 градусов С. Слабым звеном установки является резиновая обойма. Тихоходность (частота вращения 1500 мин) по сравнению с частотой вращения (2820 мин) электродвигателя достигается соответствующими соединениями и укладкой статорной обмотки.
Так как установка электровинтового насоса и является наиболее эффективной при работе с вязкой жидкостью, она имеет существенный недостаток: для привода погружного винтового насоса требуются дорогостоящие оборудования, за которыми требуется уход и частое обслуживание - это кабель, погружной электродвигатель, протектор; а также необходимо строительство, монтаж и установка станции управления и трансформатора.
Этих недостатков лишена проектируемая электровинтовая установка (рисунок 2.5), которая приводится в действие колонной вращающихся штанг. Колонна штанг приводится в действие наземным электродвигателем через муфту пусковую. Электродвигатель тихоходный (частота вращения 1500 мин) с повышенным крутящим моментом на выходном валу.
Таким образом, отпадает необходимость в строительстве трансформатора, станции управления, применении кабеля, протектора и погружного двигателя.
Проектируемая штанговая установка с погружным винтовым насосом имеет преимущества и перед обычной ШСНУ.
На колонну штанг, через которую передается вращение винту насоса, действует постоянная нагрузка, тогда как штанги обычных глубинных насосов подвергаются циклической нагрузке, что может привести к усталостному разрушению.
При добыче нефти высокой вязкости обычными насосами трение штанг о жидкость может достигать такой величины, при которой колона штанг не будет опускаться настолько быстро, насколько это необходимо, что будет ограничивать производительность насоса.
Рисунок 2.5 - Схема проектируемой установки верхнеприводного винтового электронасоса
Система привода обычных станков-качалок никогда не может быть полностью сбалансирована. Поэтому значительная часть потребляемой энергии идет на преодоление сил инерции, возникающих в результате изменения направления движения колонны штанг.
Капитальные затраты на проектируемый винтовой насос составляют порядка 50% и менее (до 25%) затрат на приобретение и установку обычных станков-качалок. Эксплуатационные издержки у проектируемого насоса также ниже: затраты энергии - на 60-75% при эксплуатации насосов данного типа с обычными глубинными насосами аналогичной производительности.
Небольшие размеры УВЭН со штанговой колонной выгодно отличает данный тип насосов от крупногабаритных станков-качалок.
Рисунок 2.6 - Приводная головка УЭВН с верхним приводом
Рисунок 2.7 - Редуктор приводной головки
Небольшие размеры и низкий уровень шума ставят проектируемый винтовой насос в выгодное положение с точки зрения их использования в городских условиях (рисунок 2.6-2.7). Компактность насосной установки обеспечивает прекрасную возможность использования этой системы на участках территории с повышенным количеством скважин и на морских нефтяных платформах.
2.2 Автоматизированная групповая замерная установка
Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин
Исходя из энергетической характеристики месторождения в период пробной эксплуатации предусматривается применять фонтанный способ. Устьевое оборудование будет стандартным, устье скважин оборудуется колонной головкой ОКК1-21-146х245мм с фонтанной арматурой АФК1 65х21.
Внутрискважинное оборудование - колонна НКТ 73х5,5мм.
В начале пробной эксплуатации скважины предполагается эксплуатировать на естественном режиме фонтанным способом. В случае прекращения фонтанирования в качестве основного способа эксплуатации, предлагается механизированный с винтовыми насосами с поверхностными приводами (ВП). Выбранное оборудование должно обеспечить максимальный отбор жидкости по скважинам, предусмотренный в рекомендуемом варианте.
На рассматриваемых эксплуатационных скважинах вязкость добываемой продукции в пластовых условиях составляет от 1,31 до 3,16 мПа*с, плотность нефти в стандартных условиях в среднем составляет 0,818 т/м3.
При фонтанном способе эксплуатации скважины работают на 3-7 мм штуцере со средним дебитом жидкости 45,7 т/сут, при последующей обводненности в среднем 10%.
Скважины для пробной эксплуатации оборудованы одноступенчатыми фонтанными подъемниками, состоящими из труб диаметром 73 мм.
Учитывая физико-химические свойства нефти на месторождении Блиновское при значительном отложении парафина, смол и возможной обводненности, рекомендуется применять винтовые электронасосы. В связи с переходом с фонтанного на насосный способ добычи нефти винтовыми системами, верхняя часть фонтанных арматур демонтировалась и фонтанная арматура совмещалась с приводными головками винтовых насосов.
При механизированном способе эксплуатации рекомендуется применять три вида винтовых насосов ("Мойно", "Гриффин", "Протекс") различных модификаций, которые работают с производительностью 16-60 м3/сут на 1000 оборотов в минуту и мощностью 11 и 15 KW. Возможная глубина спуска насосов на НКТ диаметром 73 мм колеблется от 890 до 1005 м.
Контроль работы ВП будет осуществляться отбивкой динамического уровня и замером затрубного давления, по результатам которых устанавливаются параметры работы установки: дебит при необходимом напоре, крутящий момент, потребляемая мощность и скорость вращения ротора. 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).
· Фонтанирование скважин в условиях эксплуатации месторождения является обоснованным и рациональным только в том случае, когда выполняется условие, при котором устьевое давление достаточно для пробной эксплуатации системы сбора и транспорта нефти на промысле и при этом обеспечивается планируемая добыча нефти.
· Предполагается, что система сбора и транспортировки нефти будет предусматривать работу скважин в режиме фонтанирования. Следовательно, эксплуатация скважин должна осуществляться фонтанным способом, непосредственно после их заканчивания.
· Обоснование условий фонтанирования и выбор оптимальных режимов работы скважин должно основываться на результатах гидродинамических исследований.
· Механизированный способ добычи, рекомендуемый для эксплуатации закончивших фонтанировать скважин, с использованием ВП, является эффективным и рациональным в условиях эксплуатации месторождения (пескопроявления, влияние парафина, обводненность и др.), поскольку благодаря конструктивным особенностям поддерживается постоянное (не пульсирующее) всасывание, которое заставляет флюид двигаться в фиксированном объеме, прямо пропорционально скорости вращения ротора.
Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.
Для фонтанирования скважин необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа и при работе подъемника на оптимальном режиме забойные давления обеспечивали бы необходимую депрессию для получения проектного дебита.
Учитывая высокую парафинистость (7,94-26,4%), смолистость (до 13,85%) и небольшое содержание растворенного газа в продукции скважин (4,82-43,9 м3/т), в том числе при отсутствии закачки воды для поддержания пластового давления, на новых проектных скважинах срок рентабельного фонтанирования будет не более года с даты вступления их в эксплуатацию. При этом диаметр подъемника при фонтанном способе эксплуатации должен составлять 73 мм.
По условиям эксплуатации месторождения, для фонтанных скважин выбирается фонтанная арматура тройникового типа АФК1-65х21МПа ГОСТ 13846-84 с рабочим давлением 21 МПа, проходным диаметром ствола и боковых отводов 65 мм с ручным способом управления запорными устройствами (задвижками). Боковые отводы арматуры оборудованы штуцерами для установления необходимых устьевых давлений с целью регулирования дебита скважин.
Из условий эксплуатации месторождения определена компоновка подземного оборудования, которая состоит из фонтанного однорядного подъемника диаметром 73 мм, обоснованного выше и направляющей воронки на конце колонны, для успешного проведения исследовательских работ со спуском прибора на забой, а также для улавливания большей части газа для предотвращения работы скважин с пульсацией. При возможном переводе скважин с фонтанного на механизированный способ добычи, применяемые подъемные трубы (НКТ) можно использовать и в дальнейшем с соответствующим внутрискважинным оборудованием.
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.
Эти же насосы используются в средах с нижеследующими характеристиками:
· Оптимальные решения для установки на мелких и средних глубинах для выкачивания объёмов продукции от 0,1 до 600 т/сут;
· Извлекает продукцию с большей долей песка, чем электрические погружные и скважинные насосы;
· Непрерывность подачи (отсутствие пульсации) благоприятно влияет на вынос песка из пласта;
· Извлекает продукцию с высоким коэффициентом газа в нефти без дополнительных ротационных и неподвижных газовых сепараторов;
· Извлекает тяжёлые вязкие жидкости, не понижая производительности и не повышая потребления энергии;
· Обладают свойством перекачивать коррозийные жидкости без использования внутренних деталей, изготовленных из дорогостоящих сплавов и керамики;
· Повышают общую производительность и снижают потребление энергии;
· Снижают затраты капитала и проектных вложений;
· Сокращают ремонтные расходы уже имеющегося оборудования;
· Сокращают расходы на установку и персонал в связи с уменьшением объёма работ;
· Небольшой надземный привод и низкий уровень шума;
· Широкий выбор эластомера для различного применения;
· Широкий диапазон продукции;
· Привод применим для больших нагрузок на колонну штанг;
· Отсутствие клапанов и, следовательно, отсутствие проблемы газовых "пробок", в отличие от электрических погружных насосов;
· Не оказывают отрицательного влияния на окружающую среду;
· Длительность срока службы.
С ростом обводненности свыше 50% могут возникнуть проблемы, связанные с отложениями солей карбонатного типа (CaCO3, MgCO3) в подземном оборудовании и призабойной зоне пласта, а также в печах подогрева при подготовке и перекачке нефти. Поскольку не имеется проанализированных проб пластовых вод месторождения.
Пластовые воды меловых продуктивных горизонтов по классификации В.А. Сулина представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, плотностью 1,04 - 1,051 г/см3. Величина минерализации варьирует от 55,23 г/дм3 до 74,27 г/дм3. Воды жесткие, величина общей жесткости изменяется от 149 до 221,74 мг-экв/дм3, горячие (t>30 оС), слабощелочные рН = 6,42-7,5. Содержание ионов в водах приведено в таблице 2.3.5.
Пластовые воды фундамента по классификации В.А. Сулина представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, плотностью 1,076 г/см3. Минерализация вод фундамента достигает 107 - 110 г/дм3. Воды хлоркальциевого типа. Величина общей жёсткости достигает 894,6 мг-экв/дм3. Воды сильно метаморфизованы. Коэффициент метаморфизации достигает 0,72. Воды щелочные, рН = 8,44, весьма горячие (t = 85,8 оС). Лития в пластовых водах фундамента содержится до 4,1 мг/дм3, стронция - до 276,3 мг/дм3, фтора - до 14,5 мг/дм3, бора - до 167,6 мг/дм3. Приток воды из фундамента незначителен.
Режим работы залежей - упруговодонапорный.
Наличие в составе нефти месторождения значительного содержания парафина и смол способствует их отложению на стенках НКТ и осложнениям в добыче.
В ППЭ для предупреждения застывания на надземном и подземном оборудовании добываемой нефти под влиянием парафина рекомендовалась прокладка кабельных электрических линий от ГУ для подключения к ним саморегулирующихся кабелей марки 23FSLe2CT в комплекте с терморегуляторами (до 30 м на скважину). Этими кабелями армируются корпуса колонных головок и фонтанной арматуры под теплоизоляционным покрытием. Подключение кабельной комплектации устья скважины от питающих силовых кабельных линий ГУ производится от щитов управления СУС-22.
Однако, при использовании в зимний период самогреющего кабеля внутри ГУ-1 на технологической линии, желаемый результат не был получен.
Учитывая технико-экономические обоснования, рекомендуется применять следующие методы:
· устьевые нагреватели УН-02 для скважин, расположенных вдали от ГУ;
· для скважин, расположенных вблизи от ГУ - электрические самогреющие кабели;
· для новых проектных добывающих скважин использовать НКТ с гладкими защитными поверхностями.
Рекомендуется применять для предупреждения парафиноотложений ингибиторы - химические вещества, небольшие (0,01 - 0,02%) добавки которых к нефти способны замедлять процесс образования отложений. Удаление уже отложившихся АСПО рекомендуется осуществлять механическим, химическим или тепловым методами.
Применение ингибиторов парафиноотложений осуществляется тремя способами: установкой глубинных дозаторов на хвостовике насоса и дозировочных насосов в затрубное пространство скважины, а также периодической заливкой реагентов в скважину через устройство типа капельницы.
В качестве ингибиторов парафиноотложений рекомендуются реагенты ряда СНПХ (поставщик - Уруссинский опытно-химический завод, Республика Татарстан). Удельный расход 100 г/т добываемой нефти.
Применение ингибиторов парафиноотложений целесообразно на скважинах с дебитом не менее 45 т/сут при обводненности до 10 %.
Применение ингибиторной защиты позволяет только замедлить процесс отложения парафина, но не прекратить полностью. Тем более в составе нефти присутствуют смолы и асфальтены, на которые ингибиторы парафиноотложений влияние не оказывают. Таким образом, возникает необходимость периодической очистки призабойной зоны пласта и подземного оборудования скважин от АСПО не реже двух раз год. Для удаления АСПО со стенок НКТ необходимо периодически закачивать в затрубное пространство скважин горячую нефть (на основе легких и ароматических углеводородов в присутствии ПАВ), перегретого пара или паро-воздушной смеси. Под действием повышения температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкидных линий. Для выработки пара можно использовать передвижные паровые установки ППУА-1200/100, для депарафинизации скважин горячей нефтью - АДПМ.
Для очистки выкидных линий от АСПО рекомендуется периодически запускать резиновые шары (торпеды).
Добиться продуктивности скважин особенно трудно там, где пластовые пески склонны к разрушению. При выносе песка наиболее существенным осложнением является образование песчаных пробок в эксплуатационных и лифтовых колоннах скважин, которые ограничивают ее производительность. Для восстановления продуктивности скважин обычно используют следующие методы:
· удаление пробки промывкой или желонированием;
· установка на забое скважин специальных средств задержания песка;
· снижение дебитов в целях уменьшения интенсивности выноса песка из пласта в скважину;
· увеличение скорости движения жидкости в трубах, либо применение лифтовых труб меньшего диаметра.
Наиболее простым методом является установка средств механического задержания песка. Для этой цели используются проволочные, щелевые и намывные гравийные фильтры. При применении этого метода борьбы с пескопроявлениями важным конструктивным аспектом является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравия по отношению к диаметру частиц выносимого из пласта песка.
Рекомендуя применение гравийных фильтров в виде щелевых с гравийной насыпкой для месторождения можно дать следующие конструктивные размеры щелей и диаметр гравия:
1. диаметр щелей принять равным двукратному диаметру 50% отсева песка или 0,5 мм;
2. диаметр гравия принимать равным 8 - 10-кратному диаметру 90% -ного отсева на кривой гранулометрического состава пластового песка (0,25) или 2,0 - 2,5 мм.
Применение щелевых фильтров с гравийной насыпкой не требует специальной конструкции забоя скважин.
Существующие методы борьбы с выносом песка условно подразделяются на:
химические способы (обработка песка в пласте);
механические способы (перекрытие песка на забое).
К химическим методам относят искусственное закрепление рыхлых песков путём ввода в пласт цементирующих веществ или образования их непосредственно в пласте путём окисления нефти.
Механический способ заключается в экранировании скважины от песка путём спуска на забой различного рода фильтров или образование их на месте путём намывки.
На стадии пробной эксплуатации месторождения коррозионная активность добываемой продукции была незначительной. Свидетельством этого является низкая доля компонентов углекислого газа (0,71-1,65%) в добываемой продукции, отсутствие сероводорода и невысокая обводненность. Но в присутствии водонефтяной эмульсии в добываемой продукции коррозийная активность может возрасти.
Как предполагалось ранее, в системе сбора и транспорта нефтяной продукции коррозионные процессы по отношению к стальному оборудованию не проявлялись из-за малой обводненности нефтяной продукции. Это соответствует такому режиму смесей, при котором пластовая вода в эмульсии является внутренней фазой, не смачивает стенки труб и не вызывает коррозии. Такой режим движения продукции может сохраняться по всей длине трубопровода при обводненности не более 30%.
Дальнейший рост обводненности приведет к обращению эмульсии. В этом случае вода станет внешней фазой, и будет постоянно контактировать с металлом, что приведет к появлению внутренней коррозии нефтепровода в виде язв, канавок и других разрушений.
Наиболее опасные последствия вызывает коррозия насосно-компрессорных труб и обсадных колонн.
Нарушения герметичности обсадных колонн связаны с коррозией тела обсадных труб, когда цементное кольцо за колонной часто имеет различные нарушения и не доводится до устья скважины. Внутренняя поверхность обсадных труб подвергается воздействию среды, заполняющей межтрубное пространство.
Если наружной коррозии, обусловленной геолого-техническими факторами подвержены все категории скважин, то внутренней коррозии подвержены, в основном нагнетательные (поглощающие), скважины. Утилизация промысловых вод одна из самых коррозионно-опасных факторов нефтедобычи на месторождении.
Для защиты от коррозии НКТ и внутренней поверхности обсадных колонн, а также эксплуатационных линий скважин существуют несколько видов борьбы. Учитывая рост обводненности на промышленной стадии разработки месторождения следует предусмотреть ингибиторную защиту, как наиболее эффективный способ в условиях добычи нефти. В этом случае используются водорастворимые или вододиспергируемые ингибиторы, которые необходимо вводить непосредственно в отделившуюся пластовую воду.
Методы защиты добывающих и нагнетательных (поглощающих) скважин
При ингибиторной защите надземного оборудования добывающих скважин необходимо будет учитывать конструкцию и способ эксплуатации скважин.
Подачу ингибиторов в добывающие скважины можно осуществлять тремя способами:
1. периодической подачей в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемными трубами (НКТ);
2. систематической (постоянной) подачей с помощью дозаторных установок;
3. периодическим нагнетанием в призабойную зону пласта.
При первом способе между обсадной колонной и трубами (у башмака) следует предусмотреть герметизацию пакерующим устройством (манжетой) с небольшим (3-7 мм) отверстием для выхода ингибитора.
При втором способе вблизи к устьям скважин на территории ПСН следует предусмотреть дозаторный пункт с емкостью для хранения ингибитора. Расчет дозировки ингибитора осуществляется исходя из дебита пластовой воды.
Более высокий эффект достигается при непрерывной подаче ингибиторов в систему. Для приготовления и дозировки ингибриторов коррозии рекомендуется применять современные блочные установки или дозировочные насосы с высокими КПД отечественного производства (СНГ) или же иностранных компаний.
Для обеспечения бесперебойной работы установок подачи ингибиторов рекомендуется на их приемных линиях предусмотреть установку фильтров, а линии подачи реагентов утеплять. Емкости для хранения ингибиторов необходимо оборудовать устройствами для обогрева.
Для защиты от коррозии трубопроводов при обводненности 50% и более предлагается использовать водорастворимые ингибиторы коррозии типа, "ВИСКО - 938" и "Бактериам - 607".
По третьему способу можно рекомендовать периодическую обработку задавливанием ингибитора в пласт. Закачку ингибитора в продуктивный пласт применяют для защиты подземного оборудования, используя призабойную зону скважин в качестве естественного и длительно функционирующего дозатора. Объем ингибитора для задавки в пласт выбирается с учетом периодичности между обработками, защитной концентрации реагента, времени после действия (количества ингибитора должно хватить для формирования защитной пленки на металле труб на всей их протяженности до устья при данной скорости потока), избытка ингибитора для компенсации необратимой адсорбции на породах пласта.
Большой эффект в снижении скорости коррозии достигается при использовании ингибиторов коррозии слаборастворимых как в нефти так и в водной фазе (водонефтедиспергируемые).
При выборе ингибиторов коррозии и технологии их применения с целью защиты подземного и надземного оборудования нефтяных скважин, можно руководствоваться вышеприведенными данными, либо данными опытно-промысловых испытаний аналогичных близлежащих месторождений или же результатами лабораторных испытаний на модельных средах с подбором необходимой дозировки от компаний-поставщиков.
Другой способ защиты оборудования водяных (поглощающих) скважин - спуск колонн (хвостовика) из коррозионно-стойких материалов или с защитными покрытиями.
Необходимость применения электрохимической защиты (катодная зашита) на нефтепроводных и водопроводных коммуникациях обусловлена агрессивностью грунтов.
Блочная установка типа "Спутник Б-40-14-400" предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, осуществления контроля за работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пульта.
Рекомендуется применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащих сероводород и прочие агрессивные компоненты.
Состоит из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно-переключающего и блока управления.
Оба блока смонтированы в утепленных помещениях на специальных рамных основаниях, обеспечивающих удобную транспортировку установки.
В замерно-переключающем блоке размещается многоходовой переключатель скважин ПСМ-4, гидравлический привод ГП-1, поршневые отсекающие клапаны КПР-1, устройство для измерения дебита нефти типа "Импульс" с гидроциклонным сепаратором, регулятором давления и турбинным расходомером ТОР-1, газовый счетчик "Агат", датчик влагомера УВН-1, дозирующий насос НД-0,5Р10 для подачи реагента.
В блоке управления размещаются блок местной автоматики и индикации, силовой блок, устройство, фиксирующее количество газа, жидкости и чистой нефти, устройство, регистрирующее на перфоленте номер групповой установки и номер скважины, время измерения, суммарные данные измерений, состояние объекта, измерительный блок влагомера, электронный блок и блок питания счетчика нефти, регистратор счетчика газа, блок телемеханики.
Установка рассчитана на работу при температуре окружающей среды от - 55 до +55°С и относительной влажности воздуха до 80 %.
Техническая характеристика "Спутника Б-40-14-400" приведена ниже.
Число подключенных скважин 14
Рабочее давление, Мпа 4
Пределы измерения по жидкости, м3/сут 5-400
Пределы измерения по газу, м3/ч до 500
Относительная погрешность измерения, %
по водонефтяной смеси ±2,5
по нефти ±4
по газу ±6
Пропускная способность установки, м3/сут 4000
Суммарная установленная мощность
электроприемников, В, не более 10
Напряжение электрических цепей электроприемников, В 380/220
Температура воздуха в замерно-переключающем блоке
и щитовом помещении,°С 5-50
Габаритные размеры, мм:
замерно-переключающего блока 8350х3200х2710
блока управления 3100х2200х2500
Масса, кг:
замерно-переключающего блока 10000
блока управления 2 000
Установка работает следующим образом (рисунок 2.8).
Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя через обратный клапан 4, задвижку 2, поступает в переключатель скважин 3. В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок и поршневой отсекающий клапан КПР-1 5 направляется в замерный сепаратор 7 устройства "Импульс", где газ отделяется от жидкости. Продукция остальных скважин, пройдя через поршневой отсекающий клапан КПР-1 6, поступает в сборный коллектор II.
Выделившийся в сепараторе 7 газ проходит через датчик 12 расходомера "Агат 1П", заслонку 11 и далее поступает в сборный коллектор, где смешивается с общим потоком.
Жидкость направляется в нижнюю полость сепарационной емкости и за счет избыточного давления, поддерживаемого заслонкой 11, продавливается через турбинный счетчик нефти 8, регулятор расхода 9 и датчик влагомера 10 в сборный коллектор.
Регулятор расхода 9 и заслонка 11, соединенная тягами с осью поплавка, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик 8 с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
Рисунок 2.8 - Принципиальная схема установки "Спутник Б-40-14-400" II, III - сборный коллектор
1-выкидные линии; 2-задвижка; 3 - переключатель скважин; 4 - обратный клапан; 5, 6 - отсекающий клапан КПР-1; 7 - замерный сепаратор; 8 - счетчик; 9 - регулятор расхода; 10 - датчик влагомера; 11 - заслонка; 12 - датчик расходомера; 13 - блок для реагента
При раздельном сборе безводной и обводненной нефтей скважины поочередно подключаются к ПСМ. В этом случае продукция скважин, подающих безводную нефть, направляется в обводную линию 1 и далее в коллектор безводной нефти III, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ и затем в коллектор обводненной нефти II. Дебит каждой из этих скважин измеряется описанным выше способом. Переключение скважин с обводной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется вручную.
На установке предусмотрена возможность подачи химреагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-0,5Р 10/100 с блоком для реагента 13.
Установка "Спутник Б" оснащена приборами контроля, управления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой-манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-16, регуляторами уровня и расхода, счетчиком нефти турбинным ТОР-1, счетчиком газа турбинным АГАТ-Ш, влагомером УВН-2МС, гидравлическим приводом ГП-1, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном KJIP-1, блоком управления и индикации БУИ.
Комплекс приборов обеспечивает:
автоматическое измерение количества жидкости, нефти и газа;
контроль за работой скважин по подаче жидкости;
разделительный сбор обводненной и необводненной нефти;
подачу реагента в поток;
автоматическую блокировку скважин и установки при отклонении давления от нормального в общем коллекторе или по команде с диспетчерского пульта.
При отклонении давления в сборном коллекторе от допускаемого отсекающие клапаны 5 и 6 по команде с БУИ перекрывают замерную и рабочую линии. При этом обесточивается пилотный клапан КСП-4 гидропривода и отсекающие клапаны под действием пружин перекрывают сечения указанных коллекторов. При срабатывании отсекателей в выкидных линиях скважин повышается давление, и скважины останавливаются: фонтанные отсекателями установленными на выкидной линии, механизированные - за счет отключения электропривода.
2.3 Требования и рекомендации к системе сбора, транспорта и подготовки нефти
В период пробной эксплуатации сбор и транспорт продукции планируется проводить по лучевой герметизированной напорной системе: пласт - скважина - выкидная линия - пункт сбора нефти (ПСН).
Для проведения первичной подготовки предусматривается:
1. автоматизированная групповая замерная установка (АМ40-10-400) - 2ед. и (АМ40-8-400) - 1ед.
2. печи подогрева эмульсии типа ППНП1-3,7-6,3 - 1 ед.
3. резервуар для пластовой воды (V-100 м3) - 2 ед.
4. резервуар для нефти (V-1000 м3) - 2 ед.
5. добавка реагента через дозатор (БР-2,5) - 1ед.
6. трехфазный сепаратор (НГСВ) - 1 ед.
7. газосепаратор - 1 ед.
8. горизонтальный отстойник (ОГ100ПК-1-1) - 1 ед.
9. отстойник с патронным фильтром (ОПФ-3000) - 1 ед.
10. концевая сепарационная установка (КСУ-25) - 1 ед.
11. электродегидратор (ЭГ-100-16СК) - 1 ед.
Подготовка нефти в период пробной эксплуатации рекомендуется производить следующим образом:
Сбор сырой нефти на месторождении со скважин осуществлять по лучевой герметизированной однотрубной системе на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), откуда после замера нефтяная эмульсия по нефтесборному коллектору поступает в трехфазный сепаратор, где происходит предварительное разделение нефти, газа и воды. Отделенную нефть с помощью насоса откачивают через блок подогрева нефти, затем она поступает в горизонтальный отстойник для обезвоживания, далее через электродегидратор для окончательного обезвоживания, поступает в концевую сепараторную установку. Для накопления товарной нефти предусмотрен резервуар РВС-1000 (общим объёмом 2000 м3). С нефтяного резервуара сырая нефть с помощью насосного агрегата через наливной стояк откачивается и транспортируется на автоцистернах.
Разделенный от жидкости газ отводится в газосепаратор, после которого газ подается на печи подогрева нефти. Отделенная вода от трехфазного сепаратора, от горизонтального отстойника, от электродигидратора и от КСУ поступает в отстойник с патронным фильтром (ОПФ-3000), где производится очистка воды от пленки нефти и мех примесей. Нефть, уловленная в отстойнике ОПФ-3000, сбрасывается в подземную емкость ЕПП-40, оборудованную погружным электронасосом, откуда периодически откачивается в общий коллектор перед сепараторами.
Подготовленная пластовая вода из ОПФ-3000 поступает в резервуары пластовой воды РВС-100, оттуда пластовая вода будет использоваться для нагнетания пласт с помощью центробежных насосов.
Для ускорения процесса деэмульсации нефти в поток жидкости перед трехфазным сепаратором вводится деэмульгатор из блока дозирования хим. реагента БР-2,5.
Для защиты насосного и других видов оборудования от механических примесей необходимо установить сетчатые фильтры типа "СДЖ" на выкидных линиях, после АГЗУ и перед трехфазным сепаратором. Выделивший конденсат (шлам) вывозится автотранспортом на полигон.
2.4 Расчет штанг верхнеприводных винтовых насосов
При выполнении прочностного анализа сначала рассматривается идеальная, т.е. не имеющая отклонений геометрических параметров и концентраторов напряжений штанга. Затем оценивается влияние на прочность ШНВ некоторых из указанных факторов при их значениях, допускаемых ГОСТ 13877-80. после этого рассмотривается вопрос о допустимых значениях геометрических отклонений из условий прочности типовой компоновки колонны насосных штанг.
Для прочности сопротивления разрушению любой конструкции относится:
сохранение первоначальной формы до предельного состояния материала, обусловливающего разрушение конструкции либо при однократном (статическая прочность), либо при циклическом (усталость) нагружении;
предварительная потеря первоначальной формы конструкции при достижении некоторой комбинацией нагрузок критического состояния, обусловливающего потерю устойчивости состояния (или формы) и последующее разрушение.
Обычно в тонких (или тонкостенных) элементах конструкции реализуется второй аспект, т.е. потеря устойчивости происходит намного раньше исчерпания прочностных резервов материала, что является недостатком (часто неизбежным) конструкций.
Вначале с позиций статической прочности и устойчивости рассмотрим вопрос о несущей способности идеальной насосной штанги, находящейся на прямолинейном участке скважины, нагруженной осевой нагрузкой и крутящим моментом .
Условие прочности ШНВ (по критерию текучести) при растяжении и кручении имеет вид:
где - осевая нагрузка, при приложении которой напряжения в штанге достигают предела текучести материала (при условии =0);
- крутящий момент, при приложении которого напряжения в штанге достигают предела текучести (при условии Q = 0).
F - площадь поперечного сечения ШНВ;
- полярный момент сопротивления сечения.
В результате вычислений для ШНВ-22 имеем:
F = 380 мм2;
= 148,2 кН;
= 2,09 см3;
= 470,3 НМм.
Особенность рассматриваемой новой конструкции насосной штанги состоит в том, что потеря устойчивости прямолинейной формы колонны штанг возможна только между опорами (муфтами), т.е. только на длине одной штанги.
При действии на штангу осевой нагрузки Q и крутящего момента условие устойчивости, определяющее критическую комбинацию Q и имеет вид:
где l - длина штанги;
Е - модуль упругости материала;
- осевой момент инерции сечения.
Знаки плюс и минус соответствуют осевой сжимающей и осевой растягивающей нагрузке.
Для случая, когда Q и являются известными величинами, из приведенного условия устойчивости можно найти критическую (соответствующую потере устойчивости) длину штанги:
Из общего условия устойчивости, полагая МК=0, получаем выражения для критических значений нагрузочных факторов при их одиночном положении: при МК=0 и осевом сжатии:
при Q=0 и кручении
Для насосной штанги ШНВ-22 имеем: IИ = 1,15М104мм; Е = 2,1М105 МПа и при l = 4,5 м получаем QКР = 1,18 кН; (МК) КР = 3372 НМ м.
Таким образом, из представленных расчетов следует, что для ШНВ-22 при Т = 390 МПа и l = 4,5 м фактором, определяющим разрушение при действии осевой сжимающей нагрузки, является устойчивость, при действии крутящего момента - статическая прочность.
Критические значения крутящего момента и осевой сжимающей нагрузки зависят от длины штанги, а именно: чем меньше длина, тем больше значения указанных параметров. При этом (МК) КР возрастает пропорционально уменьшению l, QКР - пропорционально уменьшению l2.
Отсюда следует целесообразность уменьшения длины насосной штанги, поскольку в нижней части колонны ШНВ может оказаться в сжатом состоянии, потеряет устойчивость, примет искривленную форму и вследствие вращения будет подвергаться воздействию переменных (циклических) напряжений. По этой причине может возникнуть опасность усталостного разрушения, что, по-видимому, и является в настоящее время главным фактором массового разрушения насосных штанг при работе с верхнеприводными винтовыми насосами.
Вместе с тем уменьшенная длина штанги приведет к усложнению колонны и, следовательно, к повышению ее стоимости и снижению надежности как более сложной системы с последовательно соединенными звеньями. Кроме того, при любом изменении длины штанги должна обеспечиваться компоновка свечи длиной примерно 9 м. Это обусловлено длиной стеллажей для подземного ремонта скважин и удобством их эксплуатации в процессе выполнения спускоподъемных операции.
На основании вышеизложенного считаем наиболее целесообразным принять длину штанги для работы с верхнеприводными винтовыми насосами l 4,5 м. Такая штанга обеспечивает более чем в три раза большую устойчивость колонны по сравнению со стандартной ШН с длиной l 8 м и вполне удовлетворяет всем другим указанным выше условиям.
Расчет резьбового соединения сводится к численному интегрированию соответствующей системы дифференциальных уравнений четвертого порядка. Эти уравнения выражают условия равновесия и совместимости деформирования резьб насосной штанги и муфты при осевой растягивающей нагрузке.
Численной интегрирование указанной системы дифференциальных уравнений осуществлялось методом двухсторонней матричной прогонки с использованием специально разработанной для этого ПЭВМ-программы. В результате работы ПЭВМ-программы получаем в табличной форме распределение по длине резьбы усилия t, приходящегося на единицу длины нарезанной поверхности, нормальных усилий в штанге Nш и муфте Nм, а также распределение взаимных смещений штанги Uш и муфты Uм в осевом направлении.
Представленный расчет относится в ШНВ-22 из стали 20ХН2М по ГОСТ 43-71 с резьбой Ш22, выполненной по ГОСТ 13877-80, нагруженной допускаемой осевой растягивающей нагрузкой:
где n - коэффициент запаса прочности.
При отсутствии нормативного документа, регламентирующего порядок расчета и нормы прочности для насосных штанг, работающих с винтовыми насосами, величина n = 1,45 принята как для колонны бурильных труб при роторном бурении наклонно направленной скважины в неосложненных условиях. Нагрузка на витки резьбы существенно неравномерна. Наиболее нагруженным является первый виток резьбы со стороны тела штанги. Нагрузка, приходящаяся на этот виток, составляет:
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
