Расчет машинного времени на подъем насосно-компрессорной трубы при разных скоростях подъема

Расчет машинного времени на подъем насосно-компрессорной трубы при разных скоростях подъема

Содержание

Введение

      Общая характеристика Сузунского месторождения

.1   Геолого-промысловая характеристики

1.2    Литолого-стратиграфический разрез

.3      Нефтегазоносность

2    Расчеты элементов талевой системы подъемного агрегата

.1   Расчет машинного времени при подъеме НКТ при КРС

2.2    Расчет потребной длины талевого каната

3    Технология проведения термокислотной обработки скважины при проведении КРС

.1   Перечень технических средств и схема их расстановки у скважины при проведении термокислотной обработки при КРС

      Охрана окружающей среды при работе с кислотой при проведении КРС

Заключение

Список используемых источников

Введение

Сузунское нефтегазовое месторождение расположено на севере Красноярского края Российской Федерации. Вместе с Лодочным, Тагульским и Ванкорским месторождениями входит в Ванкорский блок и относится к Большехетскому нефтегазоносному району Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Сузунское нефтегазовое месторождение было открыто в 1972 году. Запуск месторождения в полномасштабную разработку намечен на 2017 год. Однако окончательное решение по срокам ввода Сузунского ГНМ, в связи с поглощением ТНК-ВР Роснефтью, будут принимать новые акционеры. Сейчас на месторождении работает один пилотный куст, пробурены разведочные скважины. Проектную документацию на инфраструктуру Сузунского месторождения разрабатывает самарский институт "Гипровостокнефть", она будет готова в I квартале 2013 года. Ввод месторождения в эксплуатацию предусматривает создание полного комплекса необходимой наземной инфраструктуры для добычи, сбора, подготовки нефти, в том числе установки подготовки нефти, объекты электрогенерации, внутри промысловые дороги, комплекс объектов социально-бытового обслуживания персонала. "Роспан Интернешнл", дочерняя компания ТНК-ВР уже пригласила подрядчиков для участия в тендере по строительству нефтепроводной системы "Ямал" общей протяженностью около 374 км Компания предоставила подрядчикам всю документацию по плану освоения Ямала, который позволит начать транспортировку нефти с месторождений Ямало-Ненецкого АО и севера Красноярского края, в том числе и Сузунского. Проект предполагает комплексное капитальное строительство объекта "Нефтепроводная система "Ямал": "Сузун - Тагул - Русское - ПСП Заполярное". Для магистрального транспорта нефти предусматривается сооружение линейной части нефтепровода вдоль трассовых сооружений и приемо-сдаточного пункта ("ПСП Заполярное") в районе НПС-2 ОАО "АК "Транснефть". Работы планируется осуществлять в три зимних сезона: 2012/2013, 2013/2014 и 2014/2015. Совет директоров "Роснефти" назначил ЗАО "Ванкорнефть" оператором по проектам развития Лодочного, Сузунского и Тагульского месторождений и проекту строительства ГТЭС 150 МВт для их энергообеспечения.

1.   Общая характеристика Сузунского месторождения

1.1 Геолого-промысловая характеристика

Сузунское нефтегазовое месторождение расположено на севере Красноярского края Российской Федерации. Вместе с Лодочным, Тагульским и Ванкорским месторождениями входит в Ванкорский блок и относится к Большехетскому нефтегазоносному району Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (рисунок №1).

Рисунок №1 - Ванкорский блок

Утвержденные запасы нефти на Сузунском месторождении составляют 73. 165 млн. тонн (559, 183 млн. баррелей) , товарного газа - 22, 8 млрд. куб. м (804, 299 млрд. куб. фт); Продуктивными здесь являются терригенные отложения, сформировавшиеся в юрском периоде. На месторождении два пласта Ю-12, который содержит в себе практически чистую нефть, и Ю-11. Отложения продуктивной части пластов представлены средне-мелкозернистыми светло-серыми песчаниками с тонкими прослоями алевритистого и глинистого материала.

Песчаники сложены зёрнами кварца (60-75%) и полевых шпатов (включая КПШ и плагиоклазы - до 15-35%), реже встречаются обломки кварцитов, микрокварцитов, метаандезитов, метабазальтов, метагранитов и пегматитов, глинистых, глинисто-гидрослюдистых, серицит- и кварц-серицитовых сланцев (до 10-15%).

1.2 Литолого-стратиграфический разрез

В пределах Большехетской структурной террасы, осадочный чехол слагают юрско-меловые и кайнозойские отложения. Глубина фундамента по кровле юрских отложений составляет 3,2-3,5 километра, она увеличивается в Пендомаяхской впадине и достигает 4,8 км.

На Сузунском, Ванкорском, Лодочном и Тагульском месторождениях, в пределах Большехетской структурной террасы, нефтегазоностность приурочена к отложениям нижне и верхне мелового возраста. Это берриас-валанжинский, апт-альбский, сеноманский стратиграфические комплексы. В пределах Пендомаяхской впадины, так же обнаружены Хальмерпаютинское и Северо-Хальмерпаютинское газоконденсатные месторождения. Их нефтегазоносность также связана с берриас-валанжинскими отложениями нижнего мела. талевой канат скважина разрез

В пределах Тазовско-Русскореченского мегавала открыто Русско-Реченское нефтегазоконденсатное месторождение. Его залежи приурочены к верхнеюрским и нижнемеловым (берриас-валанжинских) отложениям. Основные продуктивные объекты это пласты группы НХ (берриас) и их стратиграфиические аналоги.

Учеными было установлено, что главным источником генерации углеводородов, которые потом мигрировали в направлении Ванкорского, Сузунского и Тугульского поднятия, являлась Пендомаяхская впадина.

Процессы генерации углеводородов продолжались там с начала мелового периода до середины палеогена. Таким образом, в антиклинальных ловушках мезозойских отложений, сложились благоприятные условия для формирования залежей.

Сводный разрез юрских и меловых отложений Сузунского месторождения представлен на рисунке №2.

Рисунок №2 - Сводный разрез.

1.3    Нефтегазоносность

Извлекаемые запасы нефти 3P на Сузунском месторождении могут составить по методике PRMS более 7,8 млн барр. В 2008 году пробурены 2 эксплуатационные скважины. Получен приток нефти 3,4 тыс. барр./сут. Оно содержит высококачественную легкую нефть. С 2007 года на нем реализуется программа опытно-промышленной разработки, которая позволит уточнить строение коллектора, исследовать более глубокие залежи и предоставит необходимую информацию для планирования полномасштабной разработки месторождения. В рамках этой программы в настоящее время идет бурение 2-й скважины.

Ожидается, что геологоразведочные работы в ближайшее время позволят увеличить запасы еще на 500 млн барр.

При полномасштабном освоении месторождения стабильный уровень добычи может составить 26-38 млн барр/год (3,5-5 млн т/год).

В октябре 2008 года ТНК-ВР получила 1 500 барр. «фонтанной» нефти при бурении разведочной скважины на Сузунском месторождении.

В апреле 2013 г извлекаемые запасы Сузунского месторождения увеличены почти на 15 % - до 44,9 млн т нефти.

Переоценка запасов произведена по результатам бурения дополнительной скважины, давшей дебит 281 т в сутки.

2.  
Расчеты элементов талевой системы подъемного агрегата

.1 Расчет машинного времени при подъеме НКТ при КРС

Исходные данные:

-    Длина одной трубы l=8,9 м;

-       Длина бочки барабана l_б=0,705 м;

-       Диаметр бочки барабана d_б=0,355 м;

-       Диаметр талевого каната d=0,019 м;

-       Число струн оснастки талевого каната i=10;

-       Частота вращения барабана при разных скоростях, об/мин:

·    n₁ =30,5 об/мин;

·        n₂= 50,5 об/мин;

·        n₃= 100,5 об/мин;

·        n₄= 160,5 об/мин.

-    С=1- поправка на неполное прилегание витков каната друг к другу

Вычисление длины каната, навиваемого на бочку барабана подъемного агрегата:

l_k = (0,5+l)*i, (1)

l_{k =} (0,5+8,9)*10=94 м.

Вычисление числа витков талевого каната в одном слое a:

а=(l_δ/δ)-C, (2)

a=(0,705/0,019) -1=36.

Вычисление диаметра бочки барабана с учетом навиваемых слоев каната d_i:

d_i=d_δ+δ+1,87*δ*т_i, (3)

где т₁= 1; т₂= 2; т₃ =3.

d₁=0,355+0,019+1,87*0,019*1=0,41 м;

d₂=0,355+0,019+1,87*0,019*2=0,445 м;

d₃=0,355+0,019+1,87*0,019*3=0,481 м;

Вычисление длины каната в каждом слое барабана l_ki, м, по формуле:

l_ki = di*a*π, (4)_k1=0,41*36*3,14=46,345 м;_k2=0,445*36*3,14=50,303 м;

Вычисление общей длины навитого каната в трех слоях l₀:

l_o = l_k1+l_k2+l_k3, (5)_o=46,345+50,303+54,372≈151 м.

Вычисление среднего диаметра бочки барабана лебедки, d_ср:

d_ср=(d₁+d₂+d₃)/3, (6)

d_ср=(0,41+0,455+0,481)/3=0,455 м.

Вычисление машинного времени подъема на каждой скорости лебедки, t_m :

t_m =(l*i*k)/(π*d_ср*n), (7)_m1=(8,9*10*1,2)/(3,14*0,455*30,5)=2,492 мин;

t_m2=(8,9*10*1,2)/(3,14*0,455*50,5)=1,505 мин;

t_m3=(8,9*10*1,2)/(3,14*0,455*100,5)=0,755 мин;

t_m4=(8,9*10*1,2)/(3,14*0,455*160,5)=0,473 мин.

2.2 Расчет потребной длины талевого каната

Определить необходимую длину талевого каната для оснастки талевой системы 4х5 на вышке ЭС-28-80 высотой 31,2 м.

Определяем потребную длину каната l_К, м, по формуле

_к = Н_В (n + 2) + l₀ + l′, (8)

где Н_В- высота вышки;

(n + 2) - число рабочих струн оснастки с учетом ходового и неподвижного концов талевого каната;

l′ - длина каната, необходимого на замену сработанной части ходового конца (l′ = 30 м).

_К = 31,2 (8 + 2) + 151+ 30 = 493 м;

Это в случае, когда передвижной подъемник установлен около рамного бруса вышки. Если ходовой конец талевого каната протянут через направляющий оттяжной ролик, к вычисленной длине каната необходимо добавить длину, равную высоте вышки +10м, тогда:

l_К = 493+31,2+10 =534,2 м. (9)

3.   Технология проведения термокислотной обработки скважины при проведении КРС

Термокислотную обработку скважин проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покрыты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на забой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступает в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, который смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее.

Одна из задач технологии термокислотной обработки скважины - ускорение реакции кислоты с магнием. Скорость реакции обусловлена прежде всего величиной поверхности контакта металлического магния с кислотой. Для ее увеличения необходимо закладывать бруски магния в контейнер таким образом, чтобы поверхность соприкосновения брусков была минимальной, или же использовать стружку магния, гранулы.

Прогрев прифильтрованной части пласта и активное воздействие нагретой кислоты на породу может также осуществляться с использованием гранулированного магния по следующим схемам:

·              Внутрипластовая термохимическая обработка - гранулы магния в смеси с песком нагнетают в трещины пласта, после чего магний растворяется кислотой. При этом происходит разогрев значительного объема пласта, удаленного от скважины, а накопленное им тепло постепенно отдается потоку жидкости, направленному к скважине, который растворяет парафин.

·              Внутрискважинная термохимическая обработка - гранулированный магний и кислоту вводят в затрубное пространство напротив всей вскрытой толщины пласта. Реакция кислоты с магнием протекает во время прокачки ее через слой магния, после чего она поступает в пласт.

·              Термокислотная ванна - в заполненную фильтровую часть ствола скважины намывают гранулированный магний для реакции с кислотой.

Скважины обрабатывают в следующем порядке:

·              Заполняют скважину нефтью.

·              Внутрь колонны насосно-компрессорных труб на штангах опускают реакционный наконечник, загруженный необходимым количеством магния. Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой толщине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диаметром порядка 30 мм. Для повышения эффективности процесса применяют магний в виде стружки или гранул, однако при этом необходимо использовать специальные дозирующие устройства.

·              Закачивают первую порцию раствора соляной кислоты, необходимую для первой - тепловой фазы обработки. При этом соляная кислота нагревается за счет реакции с магнием. Расход жидкости в первой фазе определяют исходя из количества выделяющегося тепла при химической реакции. Режим закачки должен обеспечивать температуру кислоты, про-реагировавшей с магнием, 75°С, при этом она должна быть достаточно активной для реакции с породами пласта, поскольку после реакции ее концентрация уменьшается. Так, при использовании 15 %-ного раствора кислоты после реакции его с магнием и нагреве до 75°С активность раствора соответствует 12%-ной концентрации.

·              Без остановки закачки при максимальной подаче насосов закачивают раствор кислоты для заключительной стадии обработки.

·              В скважину нагнетают продавочную жидкость и продавливают кислоту из полости НКТ в пласт. После этого скважину выдерживают, как при обычной кислотной обработке.

·              Прямым или обратным способом скважину промывают и пускают в эксплуатацию.

3.1 Перечень технических средств и схема их расстановки у скважины при проведении термокислотной обработки при КРС

На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м³ или УР-20 емкостью 17 м³. Для перевозки концентрированных не ингибированных кислот емкости должны быть гуммированы.

Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м³, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром.

Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м³/ч и напора от 8 до 30 м.

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси (кислотовозы) - "Азинмаш-30А", рис. 3 с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м³ и 5,3 м³, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м³ каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин^-1). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Рис. 3. Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве 0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках или в ваннах показана на рис. 4. Силовой насос агрегата «Азинмаш-30А» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.

При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.

Рис. 4. Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок: 1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе;8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции.

Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации.

При термокислотной обработке используются реакционные наконечники, изготавливаемые из обычных нефтепроводных труб диаметром 100 и 75 мм. Внутренняя полость трубы загружается магнием в виде стружки или в виде брусков, а ее поверхность перфорируется мелкими отверстиями.

4.
Охрана окружающей среды при работе с кислотой при проведении КРС

Все работы по закачке химреагентов в скважины должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ:

§  Закон РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах»;

§  Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»;

§  Федеральный закон от 04.05.1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»;

§  Федеральный закон от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления»;

§  Водный Кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 г. № 74-ФЗ.

При обработках скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны дополнительно мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

Необходимо обеспечить герметичность системы по закачке химических композиций. При аварийных разливах химреагенты следует немедленно собрать в приямок и на месте нейтрализовать. Отложения и остатки химреагентов, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций подлежат захоронению в местах, отведенных по согласованию с местными органами пожарного и санитарного надзора. По окончанию обработки скважины необходимо очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины. При выбросах компонентов композиций из емкостей, разлива реагентов на грунт, необходимо загрязненные участки земли засыпать песком с последующим удалением в шламонакопитель для захоронения в соответствии с методическими указаниями.

Заключение

В данной курсовой работе было проведено два вида расчетов: машинного времени на подъем НКТ при разных скоростях подъема, а также потребной длины талевого каната. В результате первого расчета, мы приходим к выводу, что чем больше скорость вращения барабана лебедки, тем меньше времени необходимо на подъем одной НКТ. А результаты второго расчета дают нам представление о длине талевого каната, который потребуется для оснастки талевой системы с вышкой высотой 31,2 метра.

Также, некоторые вопросы посвящены изучению технология проведения термокислотной обработки скважины при проведении КРС, и оборудованию, необходимому для кислотной обработки. Рассмотрен комплекс мер по охране окружающей среды при работе с кислотой при проведении КРС.

Список использованных источников

1) http://neftegaz.ru/en/tech_library/view/4062;

) http://www.oilcapital.ru/industry/8694.html;

)http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/tomskaja_oblast/kazanskoe/9-1-0-205;

)http://www.gazprom.ru/about/subsidiaries/news/2011/january/article108237/;

) http://www.scienceforum.ru/2014/pdf/1209.pdf;

) http://www.refsru.com/referat-2091-1.html;

)http://vseonefti.ru/upstream/field/ex/teplovaya-deparafinizaciya-skvazhin.html;

) http://сайтнефтиигаза.рф/2012/02/teplovaya-obrabotka-prizabojnoj-zony-skvazhiny/;

) http://www.drillings.ru/adpm;

) http://judywhiterealestate.com/oil92.htm;

)http://www.neftrus.com/encecloped/437-thermal-heat-well-treatment.html;

) http://www.tehbez.ru/Docum/DocumShow.asp?DocumID=467;