1764

Перевод скважины с фонтанного способа на ШСНУ на Бешкульском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобы

ID: 185252
Дата закачки: 10 Ноября 2017
Продавец: leha.se92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Перевод скважины с фонтанного способа на ШСНУ на Бешкульском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время разрабатываются и эксплуатируются месторожде-ния с трудноизвлекаемыми запасами нефти, которые приурочены к низко-проницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчленённым коллек-торам. Увеличение нефтеотдачи пластов – актуальная проблема нефтяной науки и нефтепромысловых предприятий. Несмотря на высокое развитие техники и технологий добычи нефти, средняя нефтеотдача в США не превы-шает 0,41, в России – 0,4 (диапазон изменения от 0,1 до 0,72). Более полови-ны первоначальных геологических запасов нефти остаются неизвлечёнными.
Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда сква-жин. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геоло-го-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.
Основными направлениями работ по повышению эффективности про-цессов добычи нефти с применением ШСНУ в последние годы являются:
1. совершенствование методов подбора оборудования к условиям конкретной скважины и режима его работы, а также поддержание оптималь-ных условий эксплуатации в течение всего межремонтного периода;
2. разработка новых и совершенствование существующих техниче-ских средств для эксплуатации ШСНУ;
3. разработка и применение специальных конструкций насосов для добычи высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий;
4. разработка и внедрение мероприятий по экономии электроэнергии при добыче нефти с помощью ШСНУ.
При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают типо-размеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.
Как показывает практика, межремонтный период работы скважин с установками ШСН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышения эффективности эксплуатации сква-жин. Значительные осложнения при работе скважин (в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Бешкульское месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1983 году, в промышленную разработку - в 1986 году.
В 1985 году составлена технологическая схема разработки месторож-дения со следующими основными технологическими показателями:
• проектная (максимальная) добыча нефти 60.3 тыс.т (1986 г.), добыча в 1995-1998 г.г. соответственно 23.7,17.9,12.3 и 7.6 тыс.т;
• проектная (максимальная) добыча жидкости 82.5 тыс.т (1986 г.), до-быча в 1995-1998 г.г. соответственно 64.5, 60.1, 60.1 и 53.0 тыс.т;
• общий фонд добывающих скважин 9-7 ед., нагнетательных 2 ед.;
• разработка залежей с ГШД (заводнение) с объемами закачки по го-дам, соответственно, проектный (максимальный) 112,4 (1986 г.) и в период 1995-1998 г.г. -61.3 и 51.1,0 тыс.м3 в год;
• способ эксплуатации - глубиннонасосный.
Как видно из приведенных данных, технологической схемой |планировалось прекратить поддержание пластового давления с 1997 г. од-нако, о уточненным, в порядке авторского надзора, показателям разработки предложено продолжить закачку вод с целью ГШД, как это определялось в технологической схеме.
В процессе пробной эксплуатации залежи нефти I пласта байосского [руса (1983-1986 г.г.) годовая добыча нефти возросла с 13.8 тыс.т. в 1983 г. до 5.4 тыс.т. в 1984 г., затем резко снизилась до 0.7 тыс.т. в 1986 г. и затем залежь выбыла из разработки.
Годовой отбор жидкости при этом снизился с 15.4 тыс.т. в 1984 г. до 2.6. ыс.т. в 1986 г. Действовало на залежи всего две добывающие скв.2 и 17.
По залежи II пласта байосского яруса в процессе пробной эксплуата-ции вдовая добыча нефти возросла с 38.3 тыс.т. в 1983 г. до максимальной 75.6 тыс.т. в 1985 г., а затем стала резко снижаться из-за обводнения добы-вающих скважин продвигающимися контурными водами и сокращения об-щих отборов жидкости. На рассматриваемый период на месторождении экс-плуатировалось 10 скважин, одна из них (скв.30) выбыла из эксплуатации в 1985 г., другая (скв. 18) - в 1993 г. после обводнения, остальные скважины продолжают работать по настоящее время.
Поскольку в последние годы разработка залежи I пласта не ведется, то показатели разработки месторождения практически соответствуют показате-лям разработки II пласта.
В целом по месторождению годовые уровни отборов нефти в первые три года после ввода в пробную эксплуатацию интенсивно увеличивались: в 1983 -1985 г.г. соответственно составляли 52.1, 90.0 и 85.0 тыс.т., затем рез-ко снизились до 54.3 тыс.т. в 1986 г. и до 37.5-21.6 тыс.т. в 1990-1995 г.г. Причинами резкого снижения текущей добычи нефти явились: обводнение добывающих скважин (особенно приконтурных), выбытие из эксплуатации в 1986 г. из-за обводнения действующих добывающих скважин залежи I пласта байосского яруса.
По состоянию на 01.01.2011 накопленная добыча нефти составила 820,1 тыс.т. в (том числе I пласт- 59.2 тыс.т.), нефтяного газа 25,2 млн.м , по-путной воды 600 тыс.т., накопленная закачка воды 685 тыс.м3. Действуют де-вять добывающих и две нагнетательные скважины, продолжается поддержа-ние пластового давления с помощью заводнения.
В процессе пробной эксплуатации и промышленной разработки зале-жей обводненность продукции изменялась от 0.2% (первый год) до 49.4-41.1% в 2002-2005 г.г. Значение газового фактора практически не изменя-лось. Текущее пластовое давление снизилось незначительно (до 13.4 МПа), по сравнению с первоначальным (15.1 МПа), даже несмотря на приостановку закачки воды в пласт в 2004 г. в течение девяти месяцев из-за остановки ком-прессора при эрлифтной добыче воды в вододобывающих скважинах.
Фонтанирующие скважины (21) в результате роста обводненности продукции снижают дебит жидкости, нефти и их переводят на глубиннона-сосную эксплуатацию.
Снижение текущих годовых уровней отбора нефти из основной залежи второго пласта по сравнению с проектным уровнем до 2006 г. объясняется в основном более значительным (до 30%) по сравнению с проектным нижени-ем фактических уровней добычи жидкости из-за сокращения действующего фонда добывающих скважин в результате их полного обводнения и с отста-ванием перевода снизивших дебит скважин на механизированный способ до-бычи.
Из приведенных выше данных эксплуатации скважин и исследований пластовой нефти следует, что залежи нефти I и II пластов байосского яруса Бешкульского месторождения разрабатывались и разрабатываются при ак-тивном упруговодонапорном режиме.
Нефтеотдача основной залежи II пласта на упругом режиме (при сни-жении пластового давления с 15.1 до 13.4 МПа) в соответствии с расчетами составила бы 0.8% от утвержденных запасов (9.9 тыс.т.). Возможная сум-марная добыча нефти в конце разработки на этом режиме 43.4 тыс.т. Факти-чески добыто на начало 2006 г. 653.2 тыс.т., т.е. 643.3 тыс.т. или 96.5% от всей добычи извлечено из продуктивного пласта за счет энергии контурных вод.
Данная залежь характеризуется хорошими коллекторскими свойствами продуктивных пластов, высокой продуктивностью скважин, высокими тем-пами отборов и незначительным падением пластового давления по сравне-нию с первоначальным.






Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате перевода скважины на ШСНУ произошло увеличение дебита скважины на 3,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1134 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1739,58 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от перевода скважины на ШСНУ в сумме 3,4 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 7,53 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 5,79 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1739,58 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод об экономической целесообразности перевода скважины на ШСНУ.





ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В современных условиях, когда финансовые возможности компании сильно ограничены, решающее значение приобретает снижение эксплуатационных затрат и издержек производства на всех его этапах и повышение экономической эффективности глубинно-насосной добычи. Одно из важных направлений этой работы - повышение качества ремонта оборудования и уменьшение затрат при ремонте, эксплуатации и обслуживании ШСНУ.
С целью повышения работоспособности установок штанговых глубинных насосов надо создать участки по входному контролю, правке и ремонту насосных штанг, штанговых насосов и насосно-компрессорных труб. Решение данной проблемы в компании ведется по двум направлениям:
• создание собственных специализированных участков, где сервис осуществляется собственными силами;
• создание специализированных участков совместно с заводами-изготовителями оборудования, где сервис осуществляется силами заводов-производителей (Пермская компания нефтяного машиностроения и “Мотовилихинские заводы”).
Так, специально для участка по входному контролю и ремонту ШГН были приобретены и внедрены оборудование и приборы измерения и контроля прямолинейности канала и диаметра внутренней поверхности цилиндра (“ПИКА”), приборы измерения и контроля диаметра плунжера, определения группы посадки. Приборы обладают высокой степенью точности и имеют программное обеспечение, позволяющее все результаты измерений вносить в банк данных в виде графиков.
Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилегающие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято подразделять на текущий и капитальный ремонт.
От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме. Межремонтным периодом работы скважин (МРП) называется продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта. МРП определяется делением числа скважинно-суток, отработанных в квартале, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год по отдельной скважине, по цеху добычи нефти и газа, НГДУ, объединению в целом и по способам эксплуатации.
Повышение МРП приводит к повышению эффективности работы предприятия, позволяет в несколько раз сократить закупки нового оборудования и увеличить прибыль предприятия.


Размер файла: 1,9 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.