- •Содержание
- •Введение
- •Геологическая часть
- •Общие сведения о месторождении
- •Стратиграфия
- •Среднекаменноугольные отложения
- •Тектоника
- •Нефтегазоносность
- •Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов
- •Конструкция скважины
- •Техническая часть
- •Распределение добывающего фонда скважин днс-0333
- •Характеристика используемого оборудования
- •Проектная часть
- •Анализ добывных возможностей
- •Анализ технологических режимов работы скважин
- •Выбор оборудования
- •Выводы и рекомендации:
- •Организационная часть
- •Техника безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками
- •Заключение
- •Список используемой литературы
-
Характеристика используемого оборудования
Рисунок 2- Насос типа НВ1С:
1 — 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:
1 — 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
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.
Рисунок 4 – Схема УШГН
-
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 |