Cкважинный штанговый насос установки с плунжерно-диафрагменным насосом

Аннотация
В дипломном проекте рассмотрены геологические условия скважины № 41 Ярактинского месторождения, на которую, в связи с падением пластового давления, был произведён монтаж скважинной штанговой насосной установки с плунжерно-диафрагменным насосом. Также мною было составлено техническое задание на ПДН, описано его назначение, приведены основные технические характеристики, описано устройство и работа агрегата. Рассмотрены структурная и гидрокинематическая схемы. Для всего оборудования, задействованного в эксплуатации скважины составлен график планово-предупредительных ремонтов, произведён расчёт штата рабочих, необходимых для обслуживания оборудования и составлен план мастерской, в которой будет производиться Деффектация и восстановление плунжера насоса. Для СШНУ представлена карта смазки, рассчитан расход каждого вида смазки и его периодичность. Описаны необходимые требования к транспортировке, монтажу и эксплуатации оборудования. Перечислены вредные факторы, требования безопасности и пожарная безопасность. Произведено технико-экономическое обоснование внедрения новой техники, расчёты по основным пунктам расходов, затраты на внедрение новой техники и её окупаемость.

1. Назначение проектируемой конструкции
1.1. Главные направления развития техники для добычи
и подготовки нефти и газа.
Прогрессирующее старение основных фондов нефтяной и газовой промышленности приводит к значительному снижению производительности и росту числа аварий. Часто оборудование нуждается в замене не только из-за физического износа, но и вследствие морального старения.
В связи с этим в нефтяной и газовой промышленности намечается реконструкция эксплуатируемого оборудования, в том числе и энергохозяйства. Основные направления и цели реконструкции заключаются в следующем:
- материало - и энергосбережение в транспорте, хранении и добыче углеводородного сырья;
- обеспечение экологических требований по ликвидации выбросов вредных веществ в окружающую среду; увеличение глубины довыработки месторождений углеводородного сырья и полноты извлечения сопутствующих компонентов;
- расширение ареала добычи углеводородного сырья с вовлечением в разработку месторождений морского шельфа и малых месторождений:
- стабилизация работы транспортных систем путем всемерного развития сети подземных хранилищ газа;
- повышение надежности оборудования и вследствие этого увеличение межремонтных периодов в 2-3 раза.
Следовательно, основой научно-технической политики в период реконструкции является переоснащение технологических установок нефтяной и газовой промышленности оборудованием нового поколения, характеризующимся высоким уровнем надежности, энергосбережения, автоматизации, технологического ресурса и экологической безопасности.



1.2. Геологические условия скважины No 41 Ярактинского месторождения.
Ярактинское месторождение располагается в Марковском районе Иркутской области. Ближайший населенный пункт город Усть-Кут, который находится в 260 км от цеха добычи нефти и газа No8 ЦДНГ «Усть-КутНефтегаз».
Рельеф по трассам коммуникаций холмистый; значительная часть территории занята болотными массивами. Речная сеть хорошо развита в период конец апреля – начало октября.
Древесная растительность суходольных участков характеризуется смешанными и хвойными лесами, преобладающие породы деревьев - сосна, лиственница, ель, кедр, береза. Заболоченные участки покрыты в основном сосновой порослью.
Географическое положение территории определяет климатические условия - частую смену циклонов и антициклонов, способствует частому изменению погоды и сильным ветрам.
Климат данного района континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная. Лето короткое и теплое. Коротки и переходные сезоны – осень, весна. Часто наблюдаются поздние весенние и осенние ранние заморозки. Безморозный период очень короток. Среднегодовая температура воздуха –1,3 С, среднемесячная температура наиболее холодного месяца января –23,6 С, а самого жаркого месяца июля +22 С. Абсолютный минимум температуры приходится на январь (-63 С), абсолютный максимум на июнь – июль (+37 С). Осадков в районе выпадает много, особенно в зимний период – с октября по апрель 480 мм, в тёплое время – с апреля по октябрь 270 мм. Годовая сумма осадков 750 мм. Средняя влажность воздуха – в пределах 55 – 85 %.
Максимальная высота снежного покрова достигает 80 см.
Сважина No41 (куст No15) расположена на территории Ярактинского месторождения Марковкого района Иркутской области. Глубина скважины по стволу 3054м.
Конструкция скважины:

Глубина скважины    2757,3м
Направление     426мм    38м
Кондуктор     324мм   471м
Техническая колонна   245мм   1454м
Эксплуатационная колонна  168мм   2721,35м
Открытый ствол    114мм  2921,35 – 2757,3м
Плотность нефтяной смеси      850кг/м3
Эксплуатационная колонна опрессована «13» мая 2006 года на давление 205кгс/см2 – герметично.

Перфорация:

Интервал перфорации – открытый ствол (2921,35 – 2757,3м)
Низ НКТ оборудован специальной воронкой (L = 0,13м)
Освоение скважины было осуществлено путем замены раствора на газоконденсат. После освоения, скважина работала нефтью, с дебитом 103 т/сут. на штуцере 10 мм. По результатам физико-химических анализов нефть, по своему составу, соответствовала нефти ярактинской пачки (аналогичному близ лежащей скважины No 21).
Во время строительства скважины, в ней выполнен следующий комплекс ГИС:
РК, БК, стандартный каротаж, каверномер, инклинометрия, АКЦ, ВАК, резистивиметр, ЛМ.
Под эксплуатационную колонну: при забое 2725 м - БК, РК, акустика, каверномер, резистивиметр, инклинометр.
Заключительный каротаж: интервал 2748 - 2757,3 м масштаба 1:200 БК, ПС, резистивиметр, МБК, ИММ, ИК, РК, ВЧТ, акустика, каверномер.
Исполнитель работ Управление «Ижгеофизсервис» ОАО «ТНГ» (г. Ижевск). Эксплутационная колонна герметична, заколонная циркуляция и перетоки не выявлены.
АКЦ проведена « 19 » мая года в интервале 0-2725 м . Высота подъёма цемента по АКЦ - до устья. Сцепление цемента с колонной и породой удовлетворительное.

Обвязка устья скважины:
Устье скважины обвязано колонной головкой ОКК1-35-146-219-245, заводской No 3, изготовленной в феврале 2005 года на ОАО «Завод Сибнефтегазмаш»  (г. Тюмень). Колонная головка опрессована « 26 » мая 2006 года на 206 кгс/см2 - герметична. Гарантийный срок эксплуатации - 18 лет.
Фонтанная арматура - АФК2-65х35, заводской No 7. Изготовлена в июле 2005 года на ОАО «Завод Сибнефтегазмаш» (г. Тюмень). Опрессована на давление 210 кгс/см2 «27» мая 2006 года - герметична. Гарантийный срок эксплуатации 10 лет.
На момент приемки, скважина обвязана по временной схеме, на узел подготовки нефти, находящийся на площадке скважины No 21, перед ее поступлением во внутрипромысловый трубопровод, на сепаратор заводской No 12046, изготовленный в 1965 г. Техническое диагностирование (обследование) выполнено комиссией предприятия ОАО «ИркутскНИИХимМаш» (заключение No Л16-2-425, утвержденное зам. генерального директора ОАО «ИркутскНИИХимМаш» 27.11.03г.).

28-29.09.2006г. производился замер основных параметров скважины в результате которого был отмечен пониженный уровень давления на забой пластовой жидкости по сравнению с проектными данными:

Замер проводился на штуцере Ø 10мм и шайбе Ø20мм.
Замерная ёмкость     РГС-60;
Давление
трубное      35 кгс/см2;
затрубное      115 кгс/см2;
Плотность пластовой жидкости   850кг/м3;
Содержание механических примесей  50г/л;
Дебит нефти составил    35м3/сут.

В связи с этим, считаю, что из-за падения пластового давления добыча продукции в режиме фонтанирования в ближайшее время будет закончена.
Таким образом необходимо рассмотреть возможность эксплуатации скважины с применением механизированного способа добычи.



Заключение
В результате проделанной работы, мною был проведен анализ известных технических решений, в результате которого был разработан плунжерно – диафрагменный насос, позволяющий максимально эффективно механизировать добычу пластовой жидкости с увеличенным межремонтным периодом.