- •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
2.2 Техника и технология добычи нефти и газа.
2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин.
В целях контроля за процессом разработки месторождения проектом предусмотрены виды и объем исследовательских работ в соответствии с утвержденным комплексом:
1. Определение дебитов жидкости и устьевых давлений
2. Определение обводненности продукции
3. Определение газового фактора
4. Определение пластового давления
5. Определение забойного давления
6. Определение источников и интервалов обводнения пластов
Кроме того, для целей контроля за выработкой пластов и залежей рекомендовалось проведение геофизических и гидродинамических исследований по контролю скважин, оборудованных глубинными насосами, обязательное выполнение геофизических исследований до и после проведения ремонтных работ в скважинах.
Отделом ГИС и контроля за разработкой проводятся исследования скважин, работающих ШГН. В результате выявлено 100% обводнение по 20 скважинам (№ 45,57, 90,91, 153, 245, 246, 115, 139, 148, 169, 177, 134, 135, 243, 221, 403, 312,174, 302), периодически работают 7 скважин (№ 413, 420, 423, 425, 428, 422, 68). 26 скважин работают с обводненностью от 45% до 98%. Обработка динамометрирования ШГН показывает состояние, производительность глубинного насоса , состояние штанг, влияние газа.
Исследования по замерам статических и динамических уровней скважин проведены по 36 скважинам, в результате чего определены расчетным путем пластовое, забойное давления и давление на приеме насоса скважин. Замерен дебит газа по 23 скважинам, в том числе в 16 скважинах, работающих фонтанным способом.
Для контроля работы механизированных скважин необходимо установить манометры для замера затрубного давления.
В результате исследований основными причинами низкой производительности механизированного фонда являются:
Влияние газа на работу насоса.
Малый приток (низкий динамический и статический уровни).
Для оценки общего энергетического состояния залежи необходимо выполнить исследования скважин по замеру пластового, забойного давлений в фонтанных и наблюдательных скважинах.
В процессе эксплуатации скважин, эксплуатационная колонна и заколонное пространство подвергаются различным механическим и коррозионным воздействиям при соприкосновении с пластовыми и закачиваемыми водами. Это обуславливает необходимость периодического исследования технического состояния скважин.
Для проведения анализа технического состояния эксплуатационного фонда и влияния различных факторов на работу глубинных насосов, был собран геолого-технологический промысловый материал по всему действующему глубиннонасосному фонду.
В проекте глубиннонасосные скважины рекомендовано оборудовать станками качалками 7СК8-3,5-4000. На месторождении скважины оборудованы качалками шести типов: 11 скважин станками качалками СК6, 18 скважин СКД8, 5 скважин ПШГН, 5 скважин 7СКД8, 3 скважин СК8, 1 скважина СК5, так как соответствует фактическим нагрузкам на головку балансира. Глубинные насосы спускаются на НКТ 2,5" (73мм).
Проектом для скважин работающих с дебитом 5-20 т/сут. предусмотрены насосы типа НСВ1- 43, с дебитом от 25 до 35 т/сут НСН-2-56. Фактически независимо от намечаемого дебита по жидкости в семи скважинах спущены насосы диаметром 43 мм.
Колонна штанг, в основном, одноступенчатая диаметром 22 мм (7/8") при глубине спуска до 600 м и двухступенчатая 19 и 22 мм (3/4" и 7/8") при глубине спуска ниже 600 м.
В проекте глубинные насосы рекомендовано спускать на глубину 1000-1200 м в зависимости от диаметра насоса. Фактическая глубина спуска насоса составляет 380-1026 м. В 28 скважинах насосы спущены с хвостиками длиной 300-480 м. При существующей глубине спуска хвостовика диаметр хвостовика не оказывает влияния на производительность глубиннонасосной установки. При эксплуатации скважин ШГН максимально возможный дебит обеспечивают определенным сочетанием параметров эксплуатации оборудования и геологической характеристики скважины. Подача ШГН при прочих равных условиях, в основном, зависит от его диаметра.
Малый дебит скважины при небольших диаметрах насоса связан с недостаточной его подачей, а снижение дебита с увеличением диаметра вызвано с уменьшением глубины погружения насоса под динамический уровень и соответствующим уменьшением коэффициента подачи. В качестве оптимального выбирается диаметр насоса, который в условиях эксплуатации данной скважины обеспечивает максимальный дебит.
Для облегчения условий работы ШГН и снижения нагрузки на штанги следует стремиться к обеспечению заданной подачи насоса возможно меньшего диаметра. При последующем выборе параметров S и n предпочтительней идти на некоторое увеличение длины хода и сокращение числа ходов для уменьшения динамических нагрузок для улучшения работы штанг и насоса. Согласно расчетам значения предельных глубин подвески насосов различных диаметров, на которых обеспечивается максимальная их производительность при различных длинах хода представлена.