Файл: Курсовой проект по мдк. 01. 01 Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.04.2024
Просмотров: 35
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АО
ГБПОУ АО «Астраханский государственный политехнический колледж»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по МДК.01.01 «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
на тему:
«Выбор устьевого оборудования при эксплуатации скважин механическим способом на Харьягинском нефтяном месторождении»
Выполнил:
ст-т гр. БС – 401
Торопов В.
Проверил:
Хороших А.А.
Астрахань
2023
Введение | 3 |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| 7 |
| 8 |
| 9 |
| 9 |
| 15 |
| 18 |
| 19 |
Заключение | 29 |
Список используемой литературы | 31 |
Введение
В современной добыче нефти и газа, необходимых для удовлетворения ряда человеческих потребностей, применяется бурение скважин, с помощью которых можно извлечь искомые вещества из их залежей в пластах. Эксплуатация нефтяной скважины может происходить различными способами, выбор которых зависит от характеристик горных пластов, в которых пробурена скважина, а также ее собственных свойств. На выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти и газа, степень обводненности, напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов.
Механизированные способы – это способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии. Существуют две разновидности механизированного способа эксплуатации — компрессорный и насосный.
При компрессорном, или газлифтном, методе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (метод бескомпрессорного газлифта). На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, в которых в качестве рабочего агента используют воздух.
Недостатки этого метода — необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов. Газлифтный метод применяется на месторождениях Западной Сибири, Туркмении, Западного Казахстана.
При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет энергии, передаваемой различными способами. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы.
-
Характеристика района работ
Харьягинское нефтяное месторождение расположено за Полярным кругом на территории Ненецкого автономного округа в 165 км к юго-востоку от Нарьян-Мара и в 140 км к северу от Усинска. Относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Месторождение открыто 21 мая 1970 года нефтегазоразведочной экспедицией глубокого бурения № 4 Ухтинского территориального геологического управления. При испытании опорной скважины № 1 были получены промышленные притоки нефти из среднедевонских терригенных и верхнедевонских рифогенных отложений. В 1977 году началась геологическая разведка. В 1984 году извлекаемые запасы в объеме 158 млн тонн нефти защищены в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых СССР.
В 1988 году объединение «Коминефть» начало добычу малосернистой нефти из терригенных коллекторов Объектов 1, 4, 5 и 6 Харьягинского месторождения. Сейчас это территория производственной деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Объекты 2 и 3 вошли в Харьягинское СРП.
1 января 2010 года в состав участников Харьягинского СРП с долей 20 % вошла российская государственная компания «Зарубежнефть».
1 августа 2016 года было подписано Дополнение № 3 к Соглашению, по условиям которого «Тоталь Разведка Разработка Россия» передала 20 % своей доли участия и функции оператора проекта «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга» — дочернему обществу «Зарубежнефть».
17 июля 2018 года состоялось подписание Дополнения № 5 о продлении срока действия Соглашения на 13 лет — до 31 декабря 2031 года. Балансовые запасы нефти – 160,4 млн. т.
В разрезе Харьягинского месторождения нефтяные залежи выявлены в терригенных отложениях -пласты среднего и верхнего девона (1-й Объект разработки), верхней перми и нижнего триаса (4-й, 5-й, 6-й Объекты); и в карбонатных — пласты нижней перми (3-й Объект) и верхнего девона (2-й Объект).
Объекты 2 и 3 содержат в составе попутного газа сероводород в опасной для жизни концентрации. Кроме того, нефть здесь предельно насыщена парафинами и застывает уже при температуре +29 °С, поэтому для транспортировки ее нужно предварительно подогревать.
Основной объект разработки Харьягинского СРП на месторождении — Объект 2. Он представлен органогенными карбонатными породами фаменского яруса девонской системы (D3fm) и имеет прибрежно-морские условия осадконакопления. 370 млн лет назад на этой территории находилось теплое море, в котором на определенном отдалении от берега поселилась и росла рифовая колония морских организмов. Наиболее возвышенная ее часть со временем в результате понижения уровня моря вышла на поверхность и образовала барьерный остров, который отделил глубоководную часть моря от прибрежной мелководной лагуны.
Карбонатные породы при взаимодействии с пресной дождевой водой выщелачиваются и образуют полости различных размеров (каверны и карст). Уровень моря постепенно поднимался, и рифовые постройки были перекрыты другими отложениями. Сегодня они залегают почти на трехкилометровой глубине, где и вскрываются скважинами. Именно к зоне барьерного рифа с высокой степенью карстификации относятся самые высокопродуктивные скважины «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга». Такие типы коллекторов в геологии называются трещинно-каверновые.
Другая часть Объекта 2 образовалась в результате разрушения барьерного острова и последующего переноса и отложения продуктов разрушения в направлении лагуны. В результате сформировалась забарьерная зона (отмель), которая тянется вдоль барьерного острова. Способность ее коллекторов содержать в себе нефть связана с пустотами (порами) между зерен. Данный тип коллекторов называется поровым или гранулярным.
Объект 3 характеризуется отложениями нижней перми, представленными карбонатными (ассель-сакмарский ярус), а также глинисто-карбонатными и терригенными осадками (артинский ярус). Эти отложения появились в результате разрушения биогермных построек, образовавшихся на месте палеподнятий в условиях мелководно-морской обстановки, с последующим накоплением регрессивных глинисто-карбонатных и терригенных осадков.
В настоящее время на Южно-Харьягинском месторождении производится бурение как вертикальных, так и наклонно-направленных скважин.
2. Механизированные способы эксплуатации скважины
Механизированные способы – это способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии. Существуют две разновидности механизированного способа эксплуатации — компрессорный и насосный.
При компрессорном, или газлифтном, методе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (метод бескомпрессорного газлифта). На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, в которых в качестве рабочего агента используют воздух.
Недостатки этого метода — необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов. Газлифтный метод применяется на месторождениях Западной Сибири, Туркмении, Западного Казахстана.
При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет энергии, передаваемой различными способами. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы.
Для подъема нефти штанговыми насосами в скважину опускают трубы, внутри которых находятся цилиндр и всасывающий клапан
1. В цилиндре перемещается вверх и вниз плунжер с нагнетательным клапаном
2. При движении плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт, так как на него давит жидкость, находящаяся в насосных трубах, а всасывающий клапан открыт. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан закрывается, а верхний нагнетательный клапан открывается. Жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Постепенно поднимаясь, нефть выходит на поверхность. Возвратно-поступательное движение передается плунжеру от балансира 6 станка-качалки, с которым плунжер соединен системой стальных насосных штанг. Производительность штанговых глубинных насосов при глубине скважины 200—400 м достигает 500 м3/сут, а при глубине до 3200 м составляет не более 20 м3/сут.
Существуют также способы извлечения нефти с применением бесштанговых насосов. В этих случаях к насосу подводят через ствол скважины электрическую энергию (по специальному кабелю) или другой поток энергонесущей жидкости (сжатый газ, теплоноситель). Наиболее распространены в нашей стране установки с центробежными электронасосами. Установка с погружным электронасосом состоит из погружного электродвигателя, многоступенчатого насоса и кабельной линии, опускаемых с помощью насосных труб в скважину. На земле устанавливают станцию управления и трансформатор.
2.1. Газлифтный способ эксплуатации скважин
2.1.1. Принцип действия газлифта
Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.
По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.
Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем.