Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, верейской залежи Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    3,21 Мб
  • Опубликовано:
    2016-02-16
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, верейской залежи Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения














КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

«Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, верейской залежи Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения» (ДНС-0333)

Введение

Цель курсового проекта - развитие у студентов навыков самостоятельной работы, а также закрепление, систематизация и применение на практике знаний, полученных при изучении дисциплины «эксплуатация нефтяных и газовых скважин» и других специальных дисциплин.

Нефть и газ относятся к природным богатствам, которые играют важную роль в хозяйстве любой страны. Помимо удовлетворения внутренних потребностей, часть «чёрного золота» идёт на экспорт, что обеспечивает стране твёрдую валюту, которая в свою очередь используется на расширение производства, в том числе нефтегазового.

В последние десятилетия нефть всё чаще стала использоваться не только как топливо для двигателей или в качестве смазочных масел, но и как богатое сырьё для химической промышленности. Из нефти получают более 2000 видов нефтепродуктов, используемых в быту, промышленности, медицине, без которых невозможна нормальная жизнь в современном обществе.

В последние годы нефтепоисковые работы в России осуществляются в сложных геологических условиях и труднодоступных районах - это тундра, тайга, вечная мерзлота, шельфы, большие глубины (более 5-6 км.). Усложнение геологических условий, а также труднодоступность и не обустроенность новых поисковых объектов приводят к удорожанию поисково-разведочных работ и добычи нефти и газа. Поэтому из года в год прослеживается тенденция увеличения затрат на нефтегазовое производство. Отсутствие в отрасли финансовых средств обусловило сокращение объёмов разведочного и эксплуатационного бурения, объёмов прироста запасов нефти, ввода новых месторождений в промышленную разработку.

Геологическая часть

скважина месторождение коллектор

Общие сведения о месторождении

Шагиртско-Гожанское месторождение расположено на юге Пермского края Куединского района в 250 км от областного центра (г. Пермь) и в 25 км от районного (пос. Куеда). На территории месторождения расположены населенные пункты: сёла Старый Шагирт, Гожан и дер. Новый Шагирт. Ближайшая ж/д станция - Куеда, горьковской ж/дороги. В 10 км севернее месторождения проходит автомобильная дорога Куеда - Большая Уса с гравийным покрытием. Южную часть месторождения пересекает асфальтированная автомобильная дорога (Рисунок 1).

В орографическом отношении площадь представляет собой всхолмленную равнину, понижающуюся с севера (с отметки 259 м ) на водоразделе рек Шагирт и Тынбай на юг (до + 105 м ) в урезе реки Шагирт.

В гидрогеографическом отношении месторождение находится в бассейне правых притоков рек Буй, к которым относятся реки: Сава и Шагирт с притоком реки Тынбай.

Источником производственно-противопожарного водоснабжения служит магистральный водовод Тулва - Гожан. Для хозяйственно-питьевых нужд используются две артезианские скважины, пробуренные на отложения шешминского горизонта. Обеспечение месторождения электроэнергией осуществляется от подстанции 110/35кВ «Гожан».

Населенные пункты соединяются между собой грунтовыми дорогами. Для обеспечения круглогодичной транспортной связи объектов обустройства месторождения между собой и с базами обслуживания построены подъездные автомобильные дороги с асфальтным покрытием к Шагиртской и Гожанской площадям, подстанции и населенным пунктам Гожан и Старый Шагирт, протяженностью 30,6 км.

Рисунок №1. Обзорная карта

Стратиграфия

Геологический разрез Шагиртско-Гожанского месторождения изучен по материалам бурения структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин от четвертичных до отложений вендского комплекса и является типичным для месторождений, расположенных в северо-западной части Башкирского свода.

В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Среднекаменноугольные отложения

Представлены известняками с прослоями доломитов московского и башкирского ярусов. В низах каширского и верейского горизонтов нижнемосковского подъяруса, верхах башкирского яруса, к проницаемым разностям известняков приурочены промышленные скопления углеводородов.

Общая толщина среднекаменноугольных отложений изменяется от 258 до 437 м.

Тектоника

Шагиртско - Гожанское месторождение приурочено к одноименной структуре 3 порядка, расположенной в пределах Куединского вала, осложняющего северо-западный склон Башкирского свода.

Шагиртская структура примыкает с севера -востока к Гожанской в виде террасы по изогипсе, которая осложнена Восточно -Шагиртским куполом. По кровле верейского горизонта все структуры, сохраняя ту же форму и простирания, становятся более выраженными, возрастают углы падения крыльев. На Шагиртском поднятии обособляются три самостоятельных купола: Западно-,Северо-,Центрального-Шагиртские "Блоки".

Гожанская структура по характеру образования относится к группе тектоно - седиментационных, образовавшихся за счет развития карбонатных рифов позднефранского и более молодого возраста вдоль бортов Камско -Кинейской системы прогибов на ранее существующей тектонической основе.

Нефтегазоносность

Из выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья нефтегазоносных комплексов на Шагиртско-Гожанском месторождении, промышленно нефтеносны пять:

средне - верхнедевонский терригенный (пласты Д 1, Д 2-а, Д 2-б , Д 2-в);

верхнедевонский - турнейский карбонатный (пласты Т 1 , Т 2 , Т 3);

нижне - средневизейскй терригенный(пласты : Тл 2 -а, Тл 2 -б, Бб 1, Бб 2);

окско - серпуховско - башкирский карбонатный (пласт Бш);

московский терригенно - карбонатный (пласты КВ 1, В3 , В4);

Для расчетов рассмотрим верейский горизонт.

Пласт В3-В4

В подошве верейского горизонта выделяются нефтеносные пласты В3 и В4, разделенные аргеллитовыми прослоем в 2 - 3 метра. Общая толщина пласта В3, В4 в основном 14 - 16 метров, в кровле и подошве он ограничен толщей аргиллито-алевролитовых пород соответственно до 9 и 6 метров. В пределах пласта выделяется 1 - 7 проницаемых прослоев толщиной 0,4 - 5,8 метров. Максимальный процент эффективности толщины от общей на Шагиртском поднятии 37 метров. На остальных он составляет 32 - 34 метров.

К пласту В3-В4.приурочены две самостоятельные нефтяные залежи: единая для Гожанского и Шагиртского поднятий и Восточно-Шагиртская ВНК для залежи, объединяющей оба поднятия, принята на отметке минус 853 метра. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 2,0  1,9 км, этаж нефтеносности - 56,4 метра. Залежь пластовая сводная.

Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

Пласт В3 - В4

Для расчетов по пласту В3 - В4 используются следующие параметры:

Давление насыщения                                                     8,84 МПа

Газонасыщенность                                                         27,0 м3/т

Вязкость                                                                             5,82 МПа с

Плотность                                                                          846 кг/м3

Объемный коэффициент                                                1,067

Пластовая нефть по своим характеристикам среднего качества, смолистая парафинистая, сернистая.

Конструкция скважины

Направление диаметром 324 мм спускают на глубину до 22 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений и предохранения устья скважины от размыва во время бурения под кондуктор. Цементируют тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой CaCl2 до 3%. Подъем цементного раствора до устья.

Кондуктор диаметром 245 мм спускают на глубину до 200 м с целью перекрытия частичных зон поглощения и обваливающихся пород. Цементируют тампонажным портландцементом с добавкой CaCl2 до 2%. Подъем цементного раствора до устья.

Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм спускают до проектной глубины 1170 м и цементируют с подъемом тампонажного раствора до устья, так как любая из добывающих скважин в процессе эксплуатации может быть переведена под нагнетание, в особенности при реализации очагово-избирательных систем заводнения (Рисунок 1).

Низ эксплуатационной колонны, в интервале от забоя до перекрытия всех продуктивных горизонтов, цементируют тампонажным, для “холодных” скважин, портландцементом с добавкой CaCl2 до 2%. Остальной интервал цементируют или гельцементом или облегченным тампонажным раствором с низкой фильтроотдачей.

Техническая часть

Распределение добывающего фонда скважин ДНС-0333

ДНС-0333 добыча проводится на 4-х нефтеносных пластах 84 добывающими скважинами:

Пласт C1t(Турнейский) имеется 4 скважины, что составляет 4,76% от общего фонда добывающих скважин;

Пласт C2b(Башкирский) имеется 15 скважин, что составляет 17,85% от общего фонда добывающих скважин;

Пласт B3-B4(Верейский) имеется 34 скважины, что составляет 40,47% от общего фонда добывающих скважин;

Пласт Тл-Бб (Яснополянский) имеется 31 скважина, что составляет 36,9% от общего фонда добывающих скважин.

Дебит жидкости с Гожанской площади 1239,6, а по пластам:

С пласта C1t(Турнейский) добывают жидкость 47,9, что составляет 3,86% от общей добычи жидкости на Гожанской площади;

С пласта C2b(Башкирский)добывают жидкость 73,5, что составляет 5,92% от общей добычи жидкости на Гожанской площади;

С пласта B3-B4(Верейский) добывают жидкость 156,9, что составляет 12,65% от общей добычи жидкости на Гожанской площади;

С пласта Тл-Бб (Яснополянский) добывают жидкость 961,3, что составляет 77,54% от общей добычи жидкости на Гожанской площади.

Дебит нефти с Гожанской площади 273,5, а по пластам:

С пласта C1t(Турнейский) добывают нефти 23,3, что составляет 8,51% от общей добычи нефти с Гожанской площади;

С пласта C2b(Башкирский)добывают нефти 53,3, что составляет 19,48% от общей добычи нефти с Гожанской площади;

С пласта B3-B4(Верейский) добывают нефти 75,9, что сотавляет 27,75% % от общей добычи нефти с Гожанской площади;

С пласта Тл-Бб (Яснополянский) добывают нефти 121, что составляет 44,24% от общей добычи нефти с Гожанской площади.

ДНС-0333 имеет 84 скважин, из которых:

скважина - УШВН;

скважин - УЭЦН;

скважины - УШГН.

Характеристика используемого оборудования

Рисунок 2- Насос типа НВ1С:

- замок и уплотнение насоса; 2 - шток; 3 - упор; 4 - цилиндр; 5 - контргайка; 6 - переводник плунжера; 7- плунжер; 8- нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан; 10- переводник

Рисунок 3 - Насос типа НН1С:

- цилиндр; 2 - шток; 3 - нагнетательный клапан; 4 - захватный шток; 5 - плунжер; 6- наконечник плунжера; 7- всасывающий клапан; 8 - седло конуса; опора всасывающего клапана; 9 - переводник верхний; 10 - переводник нижний

скважина месторождение коллектор насос

Устройство и принцип действия поршневых насосов

Насосные агрегаты, в том числе поршневые и плунжерные как правило состоят:

Двигатель;

Промежуточный (передаточный) механизм последовательно соединенный между собой;

Насос.

Особенностью поршневых и плунжерных насосов является то, что в едином корпусе располагаются последний промежуточный передаточный механизм, кривошипно-шатунный механизм или эксцентрик.

Соответственно состоят поршневые насосы:

Механическая часть;

Гидравлическая часть.

Положительные характеристики поршневых насосов:

Способность создавать сравнительно высокий напор и соответственно высокое давление;

Можно регулировать подачи не только числом оборотов двигателя, но и заменой рабочих пар (цилиндр-поршень(плунжер)).

Отрицательные характеристики поршневых насосов:

У поршневых и плунжерных насосов одинарного действия неравномерная подача, т.е. пульсирующая, а это приводит к высокой вибрации и к дальнейшему разрушению гидросистемы поэтому принято считать, что с наибольшей вибрацией работают насосы тройного действия;

Более того поршневые и плунжерные насосы оборудуются воздушными колпаками, которые выравнивают подачу на выходе или для одинарного насоса одинарного действия конструкция насоса меняется и уже этот насос называется дифференциальным.

Поршневые и плунжерные насосы более сложные по конструкции и соответственно:

Дорогие;

Сложные в обслуживании.

Проектная часть

Анализ добывных возможностей

Определение коэффициента продуктивности:

Kпр. =      ()

Скв. №803          Kпр.=

Скв. №805          Kпр.=

Скв. №808          Kпр.=

Скв. №809          Kпр.=

Скв. №822          Kпр.=

Скв. №823          Kпр.=

Скв. №842          Kпр.=

Скв, №843          Kпр.=

Скв. №850          Kпр.=

Скв. №852          Kпр.=

Скв. №853          Kпр.=

Скв. №860          Kпр.=

Скв. №861          Kпр.=

Скв. №871          Kпр.=

Скв. №873          Kпр.=

Определение максимально допустимого забойного давления:

max.д. =0,75*Pнас.             (ηв % > 50%) , (Мпа)

max.д. =0,3*Pнас.               (ηв % < 50%) , (Мпа)

Скв. №803          (ηв=33,3%)                   max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №805          (ηв=48,4%)                   max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №808          (ηв=24,2%)                   max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №809          (ηв=68,4%)                   max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №822          (ηв=25,6%)                   max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №823          (ηв=73%)             max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №842          (ηв=13,5%)                   max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №843          (ηв=15,1%)                   max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №850          (ηв=33,9%)                   max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №852          (ηв=40%)             max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №853          (ηв=67,1%)                   max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №860          (ηв=90,4%)                   max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №861          (ηв=86%)             max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №871          (ηв=16,7%)                   max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №873          (ηв=67,1%)                   max.д. =0,75*8,84=6,63

Определение максимально допустимого дебита:

Qmax =Kпр.*(пл.-max.д.)                   ()

Скв. №803          Qmax =0,69*(9,79-2,65)=4,92

Скв. №805          Qmax =0,73*(8,58-2,65)=4,32

Скв. №808          Qmax =1,1*(9,76-2,65)=7,82

Скв. №809          Qmax =1,35*(8,97-6,63)=3,15

Скв. №822          Qmax =1,84*(10,26-2,65)=14

Скв. №823          Qmax =0,32*(11,08-6,63)=1,42

Скв. №842          Qmax =3,37*(8,79-2,65)=20,69

Скв. №843          Qmax =2,24*(9,4-2,65)=15,12

Скв. №850          Qmax =1,02*(10,87-2,65)=8,38

Скв. №852          Qmax =1,04*(11,7-2,65)=9,41

Скв. №853          Qmax =1,03*(8,98-6,63)=2,42

Скв. №860          Qmax =0,8*(10,03-6,63)=2,72

Скв, №861          Qmax =1,81*(10,13-6,63)=6,33

Скв. №871          Qmax =1,33*(8,91-2,65)= 8,32

Скв. №873          Qmax =1,52*(11,9-6,63)=8,01

Определение разницы между максимально допустимым и фактическим дебитом:

Q= Qmax - Qф.          ()

Скв. №803          Q=4,92-5= -0,08

Скв. №805          Q=4,32-5= -0,68

Скв. №808          Q=7,82-8= -0,18

Скв.№809           Q=3,15-10= -6,85

Скв. №822          Q=14-12,3= 1,7

Скв. №823          Q=1,42-3= -1,58

Скв. №842          Q=20,69-15,5= 5,19

Скв. №843          Q=15,12-11= 4,12

Скв. №850          Q=8,38-9,6= -1,22

Скв. №852          Q=9,41-9,1= 0,31

Скв. №853          Q=2,42-6,1= -3,68

Скв. №860          Q=2,72-5,5= -2,78

Скв. №861          Q=6,33-11,7= -5,37

Скв. №871          Q=8,32-7,5= 0,82

Скв. №873          Q=8,01-14= -5,99

Таблица1-Данные расчетов добывных возможностей скважин

№ скв.

Qф.,

пл., МПа

заб., МПа

K,

нас., МПа

ηв, %

max.д., МПа

Qmax,

Q,

803

5

9,79

2,6

0,69

8,84

33,3

2,65

4,92

-0,08

805

5

8,58

1,8

0,73

8,84

48,4

2,65

4,32

-0,68

808

8

9,76

2,5

1,1

8,84

24,2

2,65

7,82

-0,18

809

10

8,97

1,6

1,35

8,84

68,4

6,63

3,15

-6,85

822

12,3

10,26

3,6

1,84

8,84

25,6

2,65

14

1,7

823

3

11,08

1,9

0,32

8,84

73

6,63

1,42

-1,58

842

15,5

8,79

4,2

3,37

8,84

13,5

2,65

20,69

5,19

843

11

9,4

4,5

2,24

8,84

15,1

2,65

15,12

4,12

850

9,6

10,87

1,5

1,02

8,84

33,9

2,65

8,38

-1,22

852

9,1

11,7

3

1,04

8,84

40

2,65

9,41

0,31

853

6,1

8,98

3,1

1,03

8,84

67,1

6,63

2,42

-3,68

860

5,5

10,3

3,2

0,8

8,84

90,4

6,63

2,72

-2,78

861

11,7

10,13

3,7

1,81

8,84

86

6,63

6,33

-5,37

871

7,5

8,91

3,3

1,33

8,84

16,7

2,65

8,32

0,82

873

14

11,9

2,7

1,52

8,84

85,5

6,63

8,01

-5,99


Анализ технологических режимов работы скважин

Скв. №803         

Скв. №805         

Скв. №808         

Скв. №809         

Скв. №822         

Скв. №823         

Скв. №842         

Скв. №843         

Скв. №850         

Скв. №852         

Скв. №853         

Скв. №860         

Скв. №861         

Скв. №871         

Скв. №873         

Определение газового фактора на приеме насоса:

G=          ()

Скв. №805          G=

Скв. №808          G=

Скв. №809          G=

Скв. №822          G=0,27

Скв. №823          G=

Скв. №842          G=

Скв. №843          G=

Скв. №850          G=

Скв. №852          G=

Скв. №853          G=

Скв. №860          G=

Скв. №861          G=

Скв. №871          G=

Скв. №873          G=

Определение коэффициента газосодержания


- относительная плотность газа по воздуху

           ()

Скв. №803         

Скв. №805         

Скв. №808         

Скв. №809         

Скв. №822         

Скв. №823         

Скв. №842         

Скв. №843         

Скв. №850         

Скв. №852         

Скв. №853         

Скв. №860         

Скв. №861         

Скв. №871         

Скв. №873         

Определение приведенного давления

           (Мпа)

 - текущее

=2,56Мпа

Скв. №803         

Скв. №805         

Скв. №808         

Скв. №809         

Скв. №822         

Скв. №823         

Скв. №842         

Скв. №843         

Скв. №850         

Скв. №852         

Скв. №853         

Скв. №860         

Скв. №861         

Скв. №871         

Скв. №873         

Определение плотности газожидкостной смеси

      ()

           ()

Скв. №803         

Скв. №805         

Скв. №808         

Скв. №809         

Скв. №822         

Скв. №823         

Скв. №842         

Скв. №843         

Скв. №850         

Скв. №852         

Скв. №853         

Скв.№860          

Скв. №861         

Скв. №871         

Скв. №873         


Определение оптимального погружения насоса под динамический уровень

               (м)

Скв. №803         

Скв. №805         

Скв. №808         

Скв. №809         

Скв. №822         

Скв. №823         

Скв. №842         

Скв. №843         

Скв. №850         

Скв. №852         

Скв. №853         

Скв. №860         

Скв. №861         

Скв. №871         

Скв. №873         

Определение фактического погружения насоса под динамический уровень:

                (м)

Скв. №803         

Скв. №805         

Скв. №808         

Скв. №809         

Скв. №822         

Скв. №823         

Скв. №842         

Скв. №843         

Скв. №850         

Скв. №852         

Скв. №853         

Скв. №860         

Скв. №861         

Скв. №871         

Скв. №873         

Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень:

           (м)

Скв. №803         

Скв. №805         

Скв. №808         

Скв. №809         

Скв. №822         

Скв. №823         

Скв. №842         

Скв. №843         

Скв. №850         

Скв. №852         

Скв. №853         

Скв. №860         

Скв. №861         

Скв. №871         

Скв. №873         

Таблица 2 - Сводная таблица анализа технологических режимов

№ скв.

G,

 МПа

 

 м

 м

 м

803

0,31

0,34

3,82

876,6

254,66

108

146,66

0,43

805

0,4

0,44

3,35

888,78

250,03

39

211,03

0,54

808

0,27

0,3

3,81

861,23

447,4

290

157,4

0,69

809

0,65

0,72

3,5

908,66

327,57

36

291,57

0,7

822

0,27

0,3

4

861,42

373,94

265

108,94

0,66

823

0,77

0,85

4,32

932,83

420,71

21

399,71

0,38

842

0,23

0,25

3,43

834,06

285,98

309

-23,02

0,67

843

0,24

0,26

3,67

836,58

309,49

392,6

-83,11

0,74

850

0,31

0,34

4,24

876,6

393,04

34

359,04

0,62

852

0,34

0,37

4,57

888,84

309,65

98

211,65

0,64

853

0,63

0,7

3,5

908,62

167,16

102

65,16

0,77

860

2,08

2,32

3,91

1077,3

369,02

257

112,02

0,47

861

1,48

1,65

3,95

1077,34

252,63

61,8

190,83

0,5

871

0,24

0,26

3,48

838,42

293,01

62

231,01

0,68

873

1,38

1,54

4,64

1075,5

399,97

80,6

319,37

0,58


Выбор оборудования

Для расчетов берем скважину № 803

Определение планируемого отбора жидкости при K=1:

         ()


Определение глубины спуска насоса:

       (м)

 м

Определение объемной производительности установки:

            ()


Определяем число качаний балансира:

 ;

 ;

)


Определяем мощность электродвигателя:

(кВт)


Выбираем по диаметру насоса и длине спуска насоса трехступенчатую колонну штанг:

L=990+18=1008м

м. - 100%м. - 55%= м             

м. - 100%м. - 24%=            

м. - 100%м. - 21%=  м          



Выводы и рекомендации

Таким образом, по диаграмме Адонина для базовых СК выбираем по найденному дебиту и глубине спуска насоса тип СК, а именно:

СК3-1,2-630

Насос - НВ(32)

Диаметр насоса=32мм

Число качаний - 3

Номинальная длина хода полированного штока - 1,2м

Колонна штанг - трехступенчатая - 19мм-, 22мм-, 25мм-

Диаметр колонны НКТ - 60мм, толщина стенки 5,0мм.

Допустимая нагрузка на головку балансира - 3

Максимальный крутящий момент на валу злектродвигателя - 630

По рассчитанной мощности выбираем электродвигатель серии 4АР для 10кВт.

Организационная часть

Техника безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками

Работы по обслуживанию станков-качалок весьма опасны и трудоемки. Это обусловлено наличием движущихся частей и токонесущих линий, необходимостью смазки, обслуживания, частой смены и ремонта узлов и деталей. Опасности устраняются при надежном ограждении всех движущихся частей и проведении смазки, наладки, ремонта оборудования при полной остановке станка-качалки. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устраиваются площадки с ограждениями.

Работы, связанные со снятием и надеванием канатной подвески, откидыванием или опусканием головки балансира, перестановкой пальцев кривошипов и уравновешиванием станков-качалок, присоединением и отсоединением траверсы, сменой балансира и откидной головки, снятием и установкой роторных противовесов, редукторов, электродвигателей, должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированы. При перестановке и смене пальцев кривошипно-шатунного механизма на сальниковый шток следует установить зажим, а шатун надежно прикрепить к стойке станка-качалки. Запрещается провертывать шкив редуктора вручную и тормозить его путем подкладывания трубы или лома в спицы. Противовес станка-качалки может устанавливаться на балансире только после соединения балансира с кривошипно-шатунным механизмом и сальниковым штоком. Противовесы должны быть надежно закреплены. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20см.

Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1м. При набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специальным зажимом.

Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что его редуктор не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей.

До начала проведения ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешиваются плакат: «Не включать - работают люди!»

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью: «Внимание! Пуск автоматический». Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.

Персонал, обслуживающий насосную установку, должен иметь отчетливое представление об опасностях электрического тока, о правилах электробезопасности и уметь оказать первую помощь при поражении электрическим током.


Заключение

Работая над данной курсовой работой с помощью технологических режимов работы скважин, специальной литературы, учебных конспектов, и др., проанализированы добывные возможности 15 скважин Шагиртско-Гожанского месторождения, а также для одной скважины расчётным путём выбрано оборудование.

Ознакомился с геологической характеристикой месторождения, с вопросами по организационной части.

Таким образом, были закреплены знания, полученные при изучении специальных дисциплин специальности «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», получены навыки самостоятельной работы по своей специальности.

Список используемой литературы

Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.:Недра,2013.

Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.- М.: Недра,2009.

Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра,2010.

Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра,2009.

Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра,1983.

Методические рекомендации по выполнению практической работы «Расчет и подбор оборудования для насосной эксплуатации скважин».

Похожие работы на - Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, верейской залежи Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!