Анализ методов эксплуатации скважинного насосного оборудова-ния, и методов борьбы с осложнениями при эксплуатации-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатаци

анализ методов эксплуатации скважинного насосного оборудова-ния, и методов борьбы с осложнениями при эксплуатации-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
РЕФЕРАТ

Ключевые слова: МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПЛАСТ, ЗАПАСЫ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ, СКВАЖИННОГЕ НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД,
Дипломный проект включает 122 стр. текста, в том числе 24таблиц, 8 рисунков, 7 графических приложений. Использовано 10 литературных, справочных и фондовых источников.
Целью настоящего дипломного проекта является анализ методов улучшения эксплуатации скважинного насосного оборудования, и методов борьбы с осложнениями при эксплуатации; к ним относятся отложения парафина, водонефтяные эмульсии, содержание механических примесей в добываемой жидкости и выбор оптимальных вариантов по увеличению межремонтного периода, на скважинах Котовского месторождения.
Котовское месторождение нефти открыто 1889 году и эксплуатируется с 1990 года и характеризуется значительным объема нефти.
Добыча нефти на Котовском месторождении ведётся механизированным способом. Эксплуатационный фонд на 01.01.2007 составил 83 скважины, из них 67 установки штанговых глубинных насосов (УСШН) и 16 установок центробежных насосов по фонду. В целом за 2006 год добыто 228,863 тысяч тони нефти, добыча жидкости составила 1052,641 тысяч тонн.
В основу выбора оптимального варианта положены результаты данных МРП, выполненный анализ используемых методов направленных на улучшение работы ГНО, и экономический анализ результатов технологических расчетов.
Целью настоящего дипломного проекта является анализ методов экс-плуатации скважинного насосного оборудования, и методов борьбы с осложнениями при эксплуатации. К ним относятся отложениями парафина, водонефтяными эмульсиями и выбор оптимальных вариантов по увеличе-нию межремонтного периода, на скважинах Котовского месторождения.
Котовское месторождение нефти открыто 1889 году и эксплуатируется с 1990 года и характеризуется значительным объема нефти.
Добыча нефти на Котовском месторождении ведётся механизирован-ным способом. Эксплуатационный фонд на 01.01.2007 составил 83 сква-жины, из них 67 установки штанговых глубинных насосов (УСШН) и 16 установок центробежных насосов по фонду. В целом за 2006 год добыто 228,863 тысяч тони нефти, добыча жидкости составила 1052,641 тысяч тонн. /1/
Увеличение межочистного и межремонтного периода при современ-ных требованиях по уменьшению затрат на производство, снижению себе-стоимости, улучшению экологической обстановки является главной зада-чей и приоритетным напровлением работников нашего предприятия. Она относится к числу сложных научно-технических проблем, решение кото-рых возможно благодаря накопленному научному потенциалу, широкому исследованию и опытно-промышленным испытаниям, внедрению новых передовых методов взамен известным но не всегда оптимальным методам; тепловым, физическим, химическим и другим.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки месторождения
 
Добыча нефти на Котовском месторождении ведется механизированным способом. Эксплуатационный фонд на 01.01.2007 составил 83 скважин, из них 67– установки штанговых глубинных, насосов (УСШН) и 16-установки центро-бежных насосов (ЭЦН) по фонду. За 2006 год добыто 228863 тонн нефти. Во-ды добыто 823778 тонн. В целом за 2006 год добыто 1052641 тонны жидкости.
Повышенная вязкость нефти, низкие коллекторские свойства пород, низ-кие и средние дебиты, повышенная обводненность, агрессивность среды, нали-чие в нефти асфальтосмолопарафиновых отложений осложняют добычу нефти. В2006 году на баланс НГДУ принято из бурения 3 скважины 372, 373,375. На скважине 328 произведено бурение горизонтального бокового ствола. Все скважины обустроены и введены в эксплуатацию.
Верейский объект
Залежь нефти Верейского горизонта разрабатывается с 26 добывающими скважинами, оборудованными ШГН со средним дебитом 5,8 т/сут. по нефти и 7,8 т/сут. по жидкости, обводненность составляет 23,9 %. Сначала разработки из залежи отобрано 258428 тонн нефти, что составляет 3,7 % от НИЗ, жидкости 361077 тонн.
     Яснополянский объект
Залежь, Яснополянского надгоризонта, разрабатывается 54 добывающи-ми скважинами, в том числе 12- УЭЦН, 42- ШГН. Сначала разработки из зале-жи отобрано 228597 тонн нефти, что составляет 15,8% от НИЗ, 4079878 тонн жидкости. Средний дебит добывающих скважин составляют: по нефти – 6,9 т/сут., по жидкости – 18,7 т/сут. Обводненность составляет 62,8 %.
   

Турнейский объект
Залежи Турнейского яруса разрабатывается 3 добывающими скважинами, обо-рудованными ШГН со средним дебитом 1,1 т/сут. по нефти и 2,6 т/сут. по жидкости и обводненности 59,4% .С начала разработки отобрано 47430 т нефти, что со-ставляет 0,5 % от НИЗ, и 55792 т жидкости./8/

 2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

На Котовском месторождении добыча нефти осуществляется механизиро-ванным способом, с помощью штанговых глубинных насосов (УСШН), электроцентробежных насосов (УЭЦН).
На 01.12.2006 года количество скважин, оборудованных УСШН, соста-вило 94,7 % от общего фонда добывающих скважин нашего месторождения. Это наиболее распространенный способ эксплуатации нефтяных скважин. От-бор жидкости этим способом составляет от нескольких сот килограммов, до со-тен тонн в сутки при различной глубине спуска насоса в скважину.
Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса вставного или невставного типа, насосных штанг, насосно-компрессорных труб, подве-шенных на планшайбе или в трубной подвеске устьевой арматуры, сальниково-го уплотнения, сальникового штока, станка-качалки и фундамента. На приёме скважинного насоса, устанавливают защитное приспособление в виде газового якоря или песочного фильтра.
Насос спускают в скважину под динамический уровень жидкости.
Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости на поверхность. При наличии парафи-на в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки насосно-компрессорных труб. В зависимости от глубины скважины, дебита и других факторов подбирают тип станка-качалки, диаметр насосно-компрессорных труб, штанг и скважинного насоса, устанавливают не-обходимую длину хода и число качаний в минуту.
Вставные скважинные насосы наиболее эффективно применяются в глубо-ких скважинах с относительно небольшими, межремонтными периодами. Невставные насосы эффективней применяются в скважинах относительно не-большой глубины с большими межремонтными периодами. На Котовском ме-сторождении используются в основном невставные насосы типа НСН-2 (рис.2)/3/

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Как видно из расчетов данного проекта внедрение твердого реагента серии ИКД показало положительные результаты по сравнению с другими методами борьбы с АСПО.
На Котовском месторождении твердый реагент внедрен на 10 скважи-нах. Дебит на этих скважинах составляет в среднем 5,8 тонн в сутки, об-водненность от 7% до 50% , глубина спуска 1150 - 1260м, выше зоны пер-форации.
Анализ работы скважин с использованием твердого ингибитора ИКД показал, что нагрузки на головку балансира уменьшились, увеличился межочистной период скважин, уменьшился обрыв штанг, значительно со-кратилось количество подземных ремонтов.
Рекомендуется применять ИКД в скважинах, где МОП составляет ме-нее 30 сут., а дебит нефти выше 10м3/сут., обводненность до 70%, чтобы реагент вымывался не слишком медленном и не очень быстро.