- •Введение
- •1 Геологическая часть
- •1.1 Характеристика геологического строения месторождения
- •1.1.1 Общие сведения о месторождении.
- •1.1.2 Стратиграфия.
- •1.1.3 Тектоника.
- •1.1.4 Нефтегазоносность. Нефтегазоносность определялась только по данным гис, в среднем составляет 65%. Характеристика параметров пласта по горизонтам приведены в таблице 1.2.
- •2 Технологическая часть
- •2.1 Система разработки месторождения.
- •2.1.1 Анализ текущего состояния разработки
- •2.1.2 Анализ выработки запасов нефти и газа.
- •2.1.4. Характеристика энергетического состояния месторождения.
- •2.1.5 Система ппд и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •2.2 Техника и технология добычи нефти и газа.
- •2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин.
- •2.2.1. Анализ структуры фонда скважин и их дебитов, технологических показателей разработки.
- •2.2.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.
- •2.2.3. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин.
- •EQн – LgEQж,
- •2.3. Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации шгну на месторождении Центрально-Восточная Прорва
- •2.3.1. Краткий обзор и анализ по теме дипломного проекта.
- •2.3.2. Коэффициент эксплуатации штанговой глубиннонасосной установки.
- •2.3.2. Анализ отказов штанговых глубиннонасосных установок.
- •2.3.3. Пути снижения отказов в работе шгну.
- •3 Экономическая часть
- •3.1 Научно-технический прогресс в нефтегазодобывающей промышленности и экономическая эффективность новой техники и технологии
- •3.1.1 Сущность и основные направления научно-технического прогресса в промышленности.
- •3.1.2 Совершенствование технологии и организации производства.
- •3.1.3 Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологии.
- •3.1.4 Основные направления научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и их экономическая эффективность.
- •3.1.5 Организация производства в нефтегазовой промышленности.
- •3.2 Расчет удельной себестоимости нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки скважины шгну.
- •3.2.1 Расчет амортизации.
- •3.2.2 Расчет фонда оплаты труда.
- •3.2.3 Отчисления от фот.
- •4 Охрана труда
- •4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов.
- •4.2 Защитные мероприятия
- •4.2.1 Производственная санитария
- •4.2.1.1 Санитарно-бытовое обслуживание.
- •4.2.1.2 Производственное освещение.
- •4.2.2 Техника безопасности
- •4.2.2.1 Безопасность проведения ремонтных работ при осложнении работы шгну
- •4.2.3 Пожаро-взрывоопасность
- •5. Охрана окружающей среды
- •5.1 Охрана атмосферного воздуха
- •5.1.1 Основные загрязнители атмосферного воздуха.
- •5.1.2. Номенклатура загрязняющих веществ.
- •5.1.3. Количественные показатели загрязняющих веществ.
- •5.1.4. Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ.
- •5.2. Охрана водных ресурсов.
- •5.3 Охрана земельных ресурсов
- •5.4. Охрана флоры и фауны
- •5.5. Промышленные отходы
- •Заключение.
- •Месторождение вступает в позднюю стадию разработки.
- •Список использованной литературы
2.3.2. Коэффициент эксплуатации штанговой глубиннонасосной установки.
Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр. Так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающем предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями.
Относительная длительность работы скважин оценивается коэффициентом эксплуатации Кэ, который представляет собой отношение суммарного времени работы данной скважины Тi в сутках к общему календарному времени Tкi анализируемого периода (год, квартал, месяц). Таким образом,
(1)
По отношению к группе m скважин, имевших различную длительность работы Ti и, возможно, различные длительности анализируемого периода (ввод скважины в эксплуатацию в тот или иной момент данного года и т. д.), величина Kээ будет определяться отношением
(2)
Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный (ПЦЭН, ШСН), газлифтный - характеризуются различными коэффициентами эксплуатации Кэ так как вероятность остановок, связанных с ремонтами и другими неполадками на скважинах, зависит от сложности оборудования, его надежности, долговечности и других условий эксплуатации. Обычно более высокий коэффициент Кэ - при фонтанной эксплуатации, наиболее низкий - при эксплуатации скважин штанговыми насосами. По этим причинам Кэ определяют для каждого способа эксплуатации отдельно по формуле (2).
Для общей оценки этого показателя по нефтедобывающему предприятию также пользуются формулой (2). Однако в этом случае такая обобщенная величина Кэ может исказить истинное состояние техники эксплуатации. Например, увеличение Кэ может произойти за счет роста фонда фонтанных скважин, для которых он близок к единице, а вовсе не за счет улучшения работы механизированного фонда, как это может показаться. Обычно величина Кэ для механизированного фонда скважин составляет 0,95 - 0,97, причем в последнее время в связи с улучшением качества ПЦЭН, их ремонта и обслуживания наметилась тенденция к некоторому повышению Кээ по скважинам, оборудованным ПЦЭН, по сравнению с Кэ по скважинам, оборудованным ШСН. Геологические и технологические условия эксплуатации скважин, такие как пескопроявления, обводненность, наличие сильно коррелирующих веществ в продукции скважин (сероводород, высокая минерализация), отложения солей и парафина, могут сильно влиять на коэффициенты эксплуатации. Поэтому величина Кэ для одного и того же способа эксплуатации, например ШСН, в разных районах или на разных месторождениях может быть различной. Другим важным показателем работы скважин является так называемый межремонтный период (МРП). По отношению к отдельной скважине - это средняя продолжительность непрерывной работы скважины в сутках между двумя ремонтами. По отношению к группе m скважин, имеющих различную продолжительность работы Тi между ремонтами, МРП определяется как отношение суммы продолжительностей работы этих скважин к сумме числа ремонтов по каждой i - й скважине:
Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94¸0,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.
Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94¸0,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.