Cкважинный штанговый насос установки с плунжерно-диафрагменным насосом

ID: 163647
Дата закачки: 28 Февраля 2016
Продавец: https://vk.com/aleksey.nakonechnyy27 (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
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.

Комментарии: 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 № 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 №8 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 №41 (куст №15) 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 № 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 № 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 № 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 № 21, перед ее поступлением во внутрипромысловый трубопровод, на сепаратор заводской № 12046, изготовленный в 1965 г. Техническое диагностирование (обследование) выполнено комиссией предприятия ОАО «ИркутскНИИХимМаш» (заключение № 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.

Размер файла: 1,7 Мбайт
Фаил: