1549

Техника и технология проведения ПРС на скважинах с ШСНУ на Курганном месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефте

ID: 185244
Дата закачки: 10 Ноября 2017
Продавец: nakonechnyy_lelya@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:
Техника и технология проведения ПРС на скважинах с ШСНУ на Курганном месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.
Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера бригады ТРС в соответствии с планом-заказом, утвержденным должностными лицами в зависимости от категории скважины.
Так как на месторождении скважины оборудованы станками-качалками, то и ремонты связаны с этим оборудованием.
Показываю чертеж Схема ШСНУ

Перед выполнением технологических операций с устьевым оборудованием на скважинах оператор по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту должен знать типы, устройство и порядок работы устьевого оборудования.
Осмотр скважины, оборудованной ШГНУ.
1. Проверить отключение скважины (ШГНУ).
Для этого необходимо:
 Проверить станцию управления ШГНУ.
 Убедиться, что редуктор станка-качалки надёжно зафиксирован на ручной тормоз.
2. Проверить герметичность и исправность фланцевых соединений.
3. Проверить герметичность и исправность резьбовых соединений.
4. Проверить герметичность устьевого сальника.
Закрывание крана необходимо производить в следующем порядке:
 Проверить герметичность фланцевых соединений, герметичность соединения крышки и корпуса крана.
 Проверить положение рукоятки крана.
 Закрыть кран, повернув рукоятку на 90°.
Показываю чертеж Работы по подготовке скважины к ремонту

Для проведения ремонта используется агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС-40М.
Агрегат предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями для производства тартальных работ, для очистки песчаных пробок желонкой.
Показываю чертеж Агрегат АПРС-40М

В результате проведения ПРС 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.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения ПРС.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели



Вопрос1. Для чего предназначены элеваторы?
Ответ: Элеваторы предназначены для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб в процессе спуско-подъемных операций.

Вопрос 2. Что должен выполнить оператор до начала ремонтных работ?
Ответ:
До начала выполнения работ оператор должен:
 Получить под роспись задание на выполнение работ.
 Ознакомиться с условиями безопасного выполнения работ, указанными в наряде-допуске на производство работ и пройти инструктаж.
 Ознакомиться со схемой размещения скважин.
 Произвести проверку средств индивидуальной защиты на пригодность к применению.
 Приготовить и проверить инструмент для проведения работ.

Вопрос 3. Что такое коэффициент эксплуатации скважин.
Коэффициент эксплуатации скважин – это отношение количества отработанного скважиной времени к календарному времени. Его значение 0,95-0,99.

Вопрос 4. Назначение колонны штанг?
Ответ: Колонна насосных штанг соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг. Штанги имеют длину по 8 м, диаметр 16, 19, 22, 25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт. Первая, верхняя штанга имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.
ВВЕДЕНИЕ

Любой из способов эксплуатации скважин не обеспечивает непрерыв-ного функционирования скважины в течение всего периода его применения. Это обусловлено следующими причинами. Во-первых, внутрискважинное оборудование, предназначенное для подъема продукции пласта, закачки в него жидкости или газа нуждается в периодическом ремонте. Для его выпол-нения необходимо прекратить эксплуатацию скважины, поднять на поверх-ность оборудование и спустить в скважину новое или отремонтированное. Во-вторых, в процессе вытеснения пластовой жидкости или газа из пласта изменяются его свойства; размеры пор и трещин, по которым течет пласто-вая жидкость, уменьшаются из-за отложения на стенках различных веществ, выделяющихся из нефти, или даже совсем закупориваются. Для дальнейшей эксплуатации скважины в таких случаях необходимо воздействовать на часть пласта, прилегающую к забою скважины, для его очистки от отложений и улучшения притока пластовой жидкости, увеличения размера пор и трещин. В-третьих, технология разработки месторождения может потребовать пре-кращения эксплуатации какого-либо пласта или группы пластов, ввести в эксплуатацию новые и т. п.
Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на обору-дование, находящееся в скважине, скважину или прилегающие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято подразде-лять 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 про-должительность 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 це-лом и по способам эксплуатации.
Повышение МРП приводит к повышению эффективности работы пред-приятия, позволяет в несколько раз сократить закупки нового оборудования и увеличить прибыль предприятия.
Работа бригад ТРС (текущего ремонта скважин) планируется ежене-дельно с составлени¬ем план-графика движения бригад.
Все скважины, включаемые в план-график текущего ремонта, рассмат-риваются замес¬тителем главного инженера по технологии, главным техноло-гом и заместителем ЦПРС на основании предоставленных ЦЦНГ план-заказов на производство ТРС. В план-заказе, составленном ст. технологом и ст. геологом ЦЦНГ, должно быть отражено:
- наличие резервного объема задавочной жидкости, соответствующего удельного веса, исходя из категории по опасности НГП и конкретных геоло-гических и других условий;
- вид противовыбросового оборудования (устьевой герметизатор типа УГУ-2-14О или превентор);
- категория скважины;
- газовый фактор скважины;
- пластовое давление и дата его замера, который производится не реже 1 раза в 3 месяца;
- информация о ранее проведенных исследованиях;
Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера бригады ТРС в соответствии с планом-заказом, утвержденным должностны-ми лицами в зависимости от категории скважины.
План-заказ на ремонт скважин 1 категории согласовывается начальни-ками ЦПРС, ЦЦНГ и утверждается главным инженером и заместителем начальника управления по геологии.
Ремонт скважин II и III категорий согласовывается с начальником ЦПРС и утверждается начальником ЦДНГ.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Состояние разработки месторождения

Республика Калмыкия относится к регионам с доказанной промышлен-ной нефтегазоносностью и является высокоперспективной для дальнейших поисков месторождений нефти и газа. Калмыцкая нефть высококачественная, с незначительным содержанием серы (0,1 – 0,4 %), но с высоким процентом парафина (до 23%), что снижает её стоимость на рынке. Согласно имеющейся информации, начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводородов состав-ляют 2,81 млрд. тонн условного топлива, том числе жидких – 1,208 млрд. тонн. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов углеводоро-дов составляет лишь 2,3%.
Курганное месторождение выявлено в 1987 году по результатам поис-ково- разведочных работ непосредственно на Курганной площади. В пре-делах этой площади залежь нефти было установлено в скважине № 321 в песчаниках нижнего апта. В 1989 г. на структуре, расположенной к северу от Курганной площади, был получен приток нефти из скважины № 371, из пес-чаников неокомского подъяруса. Месторождение получило название Северо-Курганное.
Залежь аптского яруса вступила в пробную эксплуатацию в 1989 г., со-гласно уточненному проекту пробной эксплуатации.
В 1990 г. был составлен проект пробной эксплуатации залежи нефти неокомского подъяруса. В результате дальнейшего проведения разведочных работ 1990 -1992 гг между указанными месторождениями скважин 377,379,390 была установлена их пространственная общность. Уточнение геологического строения залежей нефти и площадей распространения про-дуктивных пластов позволило объединить Курганное и Северо-Курганное месторождения в одно единое - Курганное. Углубленный анализ всего накопленного геологического, промыслово-геофизического материала и экс-плуатационные характеристики добывающих скважин позволили выявить на месторождении несколько залежей: две в нижнеаптском подъярусе (I и ПА пласт), две в неокомском подъярусе III и IIIA, и залежи нефти в верхнеюр-ских отложениях (IV пласт).
Структура запасов и степень изученности Курганного месторождения дают возможность его комплексного освоения и соответствовать требованиям к материалам подсчета запасов инструкций ЦКЗ. Подсчитанные запасы на 1.01.2001г. в целом по ме-сторождению составили балансовые 9543,8 тыс. т. и извлекаемые 2976,1 тыс. тонн. За-пасы же газа в газовой шапке составляют 259,44 млн. мЗ.
Региональные сейсмические исследования на площади проводились в начале 70-х годов. Детальные сейсмические работы осуществлялись в 1979-89гг. В 1985-86гг в результате сейсморазведочных работ, проводимых трестом «Грознефтегеофизика» выявлены Курганное и Северо-Курганное поднятия. Поисково-разведочное бурение проводилось Астраханским УБР в 1987-92гг.
1.2 Порядок выполнения подготовительных работ к ремонту скважин

В процессе выполнения работ по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту оператор осуществляет технологические операции с устьевым оборудованием на скважинах. Без знания приёмов правильного и безопасного выполнения данных работ их выполнение может привести к аварии, несчастному случаю или нарушению технологического процесса.
Перед выполнением технологических операций с устьевым оборудова-нием на скважинах оператор по подготовке скважин к капитальному и под-земному ремонту должен знать типы, устройство и порядок работы устьево-го оборудования.
До начала выполнения работ оператор должен:
 Получить под роспись задание на выполнение работ.
Задание выдаёт мастер по подготовке скважин к капитальному и под-земному ремонту.
 Ознакомиться с условиями безопасного выполнения работ, указанными в наряде-допуске на производство работ и пройти инструктаж.
Мастер по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту должен ознакомить оператора с условиями безопасного выполнения работ, поскольку работы выполняются на скважинах (опасные производственные объекты), которые эксплуатируются сторонними организациями.
 Ознакомиться со схемой размещения скважин.
Схему размещения скважин должен выдать мастер. Она необходима, чтобы знать маршрут к скважине, на которой требуется выполнить работы.
 Произвести проверку средств индивидуальной защиты на пригодность к применению.
 Приготовить и проверить инструмент для проведения работ.
Инструмент должен быть изготовлен из цветного металла, обмеднён или обильно смазан солидолом, во избежании образования искры!
Перед проведением работ на скважине необходимо произвести отбор и анализ проб воздушной среды в месте проведения работ.
По результатам анализа воздушной среды сделать вывод о необходи-мости применения средств индивидуальной защиты.
Осмотр скважины, оборудованной ШГНУ.
1. Проверить отключение скважины (ШГНУ).
Для этого необходимо:
 Проверить станцию управления ШГНУ.
 Убедиться, что редуктор станка-качалки надёжно зафиксирован на ручной тормоз.
Ручной тормоз станка-качалки должен быть затянут по часовой стрелке (вручную, до упора).






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 проведения ПРС 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 внедрения мероприятия интеллектуальных скважин в сумме 3,4 тыс. 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 о экономической целесообразности проведения мероприятия.




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.
Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных работ, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Качество выполненного ремонта оценивается непосредственно на устье - когда скважину пускают в работу и она начинает работать в нормальном режиме эксплуатации. Еще качество ремонта оценивается временем ее выполнения: чем быстрее бригада ПРС выполнит ремонт- тем больше она получит премиальной оплаты. Так как, СПО занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то качество ремонта будет зависеть от времени проведения СПО и, чем быстрее производятся операции по СПО в процессе ремонта скважины, тем качественнее будет ремонт. Данное условие достигается за счет создания надежных автоматов для свинчивания и развинчивания труб и штанг. В современном этапе взамен ключам АПР-2ВБ и КМУ созданы подвесные ключи марок Oil Country, ГКШ-1200МТ, КПР-12, работающие от гидросистемы или пневмосистемы подъемных агрегатов и которые ускоряют процесс свинчивания и развинчивания НКТ и соответственно проведение СПО и всего ремонта в целом. В настоящее время в России были приобретены импортные комплекты «Гибкая труба» объединениями «Юганскнефтегаз» и «Сургутнефтегаз». Данная установка исключает поочередное свинчивание (отвинчивание), а СПО сводятся к непрерывному спуску (подъему) труб и штанг с намоткой их на барабаны. Все виды работ могут проводиться под давлением, без глушения скважин. Экономическая целесообразность применения гибких труб и штанг очевидна.
Насосно-компрессорную колонну труб барабанной намотки широко применяют ведущие зарубежные нефтяные компании для выполнения широкого спектра работ. При помощи этих установок выполняются не только работы связанные с очисткой ствола скважины, восстановление циркуляции, газлифт, кислотная или химическая обработка, но и работы связанные с зарезкой вторых стволов, выполнение ловильных работ в скважинах, бурение горизонтальных стволов, произведение ремонта скважин с горизонтальными стволами.


Размер файла: 14,7 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.