Диплом. Аннотация 5 Введение 7 1 Характеристика месторождения 9
 Скачать 1.54 Mb.
|
   Содержание ДП 21.02.01 – 22 – 6618 – 00.00.00. ПЗ 3 Аннотация 5 Введение 7 1 Характеристика месторождения 9 1.1 Географическое расположение 9 1.2 История освоения месторождения 12 1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 12 1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов 19 2 Анализ состояния разработки месторождения 20 2.1 Анализ показателей разработки месторождения 20 2.2 Анализ показателей работы фонда скважин 21 2.3 Анализ выполнения проектных решений 23 3 Компоновка ГНО для эксплуатации скважин, осложненных вредным влиянием газа на примере Тальникового месторождения ТПП «Урайнефтегаз» 25 3.1 Общие сведения о погружных электроцентробежных насосных установках и осложнениях при их эксплуатации 25 3.1.1 Установка погружного электроцентробежного насоса 25 3.2 Исследование влияния свободного газа на эффективность работы скважин, оборудованных УЭЦН 29 3.2.1 Влияние свободного газа на УЭЦН 29 3.3 Анализ существующих систем и технологий защиты УЭЦН от вредного влияния свободного газа 31 3.3.1 Спуск насоса под динамический уровень жидкости в скважине 31 3.3.2 Подлив дегазированной жидкости 32 3.3.3 Применение «конической» схемы насосов 32 3.3.4 Применение газосепараторов 35 3.3.5 Применение диспергаторов 35 3.3.6 Применение мультифазных насосов 38 3.4 Технологический режим скважин Тальникового месторождения 41 4 Расчётная часть 43 4.1 Расчет газосодержание на входе в насос 43 5 Экономическая часть 46 5.1 Расчёт экономической эффективности методов борьбы с вредным влиянием газа при внедрении газосепаратора - диспергатора вместо входного модуля УЭЦН 46 5.1.1 Расчет экономического эффекта мероприятия 47 5.1.2 Расчёт эксплуатационных затрат 50 6 Охрана труда, промышленная и противопожарная безопасность, защита окружающей среды 54 Заключение 57 Перечень листов графической документации 58 Перечень принятых сокращений 59 Список использованных источников 60 Аннотация Тема дипломного проекта: «Компоновка ГНО для эксплуатации скважин, осложненных вредным влиянием газа на примере месторождения ТПП «Урайнефтегаз»» Диплом состоит из следующих разделов: характеристика месторождения, анализ состояния разработки месторождения, расчетная часть, экономическая часть, графическая часть, охрана труда, промышленная и противопожарная безопасность и защита окружающей среды, заключение, перечень листов графической документации, перечень принятых сокращений, список используемых источников. В пояснительной записке дипломного проекта представлен анализ причин и факторов образования свободного газа на приёме насоса при эксплуатации скважин, а также современные методы по предупреждению и борьбе с вредным влиянием газа на приёме насоса. Дипломным проектом обосновано применение компоновки ГНО с газо-стабилизирующими модулями для эксплуатации скважин Тальникового месторождения, достоинства и недостатки метода, расчет экономической эффективности от применённого метода борьбы с образованием свободного газа на приёме насоса.
Theme of the graduation project: «Layout of oil well for operation of wells complicated by the harmful effects of gas on the example of the TPP "Urayneftegaz" field» The diploma consists of the following sections: field characteristics, analysis of the field development status, design part, economic part, graphic part, labor protection, industrial and fire safety and environmental protection, conclusion, list of graphic documentation sheets, list of accepted abbreviations, list of sources used. The explanatory note of the graduation project presents an analysis of the causes and factors of free gas formation at the pump intake during well operation, as well as modern methods for preventing and combating the harmful effects of gas at the pump intake. The graduation project substantiated the use of the layout of gas-stabilizing modules with gas-stabilizing modules for operating the wells of the North Talnikovogo field, the advantages and disadvantages of the method, the calculation of economic efficiency from the applied method of combating the formation of free gas at the pump intake.
Введение На сегодняшний день основным способом добычи нефти в России является эксплуатация скважин установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Это обусловлено тем, что в условиях необходимости максимального отбора нефти и увеличивающейся обводненности месторождений они имеют следующие преимущества по сравнению с другими способами добычи (высокая производительность, простота монтажа и обслуживания, относительно большой межремонтный период и т.д.). Однако при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, нефтедобывающие компании сталкиваются с различными трудностями, такими как нестабильная работа установок в осложненных условиях, обусловленная множеством факторов. Одним из таких факторов является повышенное газосодержание в скважине, которое приводит к выходу из строя дорогостоящего оборудования, уменьшению его межремонтного периода и вследствие к снижению экономической рентабельности разработки. При подъеме нефти на поверхность выделяется газ, накапливающийся в затрубном пространстве добывающих скважин (между колоннами насосно- компрессорных труб и обсадной колонной). Избыточное количество этого газа приводит к нежелательным последствиям в эксплуатации скважин, таким как увеличение динамического уровня в скважине и образование газогидратов. В условиях наличия свободного газа в добываемой продукции может снизиться напор и соответственно КПД установки электроцентробежного насоса, происходит перегрев оборудования из-за недостаточного охлаждения, возникают риски срыва подачи и внутрисменные простои, что приводит к преждевременным отказам оборудования. С увеличением количества свободного газа повышается количество необходимых ступеней УЭЦН, снижается их напорная характеристика, что вызывает уменьшение депрессии, оказываемой на пласт, и ведет к снижению дебита скважины. Для минимизации количества отказов оборудования, увеличения КИН и стабилизации работы УЭЦН в осложненных газовым фактором условиях разрабатываются и внедряются новые технологии и оборудование. Цель работы: проведение анализа работы добывающих скважин, оборудованных УЭЦН, в условиях повышенного газосодержания и предложение актуальных методов и технологий, направленных на повышение эффективности их эксплуатации на месторождениях Западной Сибири. Задачи работы: 1. Определение уровня влияния повышенного газосодержания на технологические параметры и надежность эксплуатации УЭЦН; 2. Анализ современного оборудования и технологий, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин в осложненных условиях (повышенном газовом факторе); 3. Оценка применимости и эффективности использования данных технологий и оборудования на Тальниковом месторождении. Объектом исследования являются скважины Тальникового месторождения, оборудованные УЭЦН, осложненные высоким газовым фактором. 1 Характеристика месторождения 1.1 Географическое расположение В административном отношении Тальниковое месторождение расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа-Югры в 190 км от г. Урая в соответствии с рисунком 1. К востоку от месторождения расположено разрабатываемое Северо-Даниловское месторождение, которое связано с г. Урай грунтовой дорогой.  Рисунок 1 - Административное расположение Тальникового месторождения Тальниковое газонефтяное месторождение находится на территории среднего течения р.Конды (притока Иртыша) в западной части Западно-Сибирской низменности. Вблизи северной границы месторождения проходит железная дорога Ивдель-Приобье с ближайшими станциями: Верхне-Кондинская (п. Советский) и Геологическая (п. Пионерный), отстоящими на расстоянии около 50 км друг от друга. Большая часть грузов на месторождение доставляется с железнодорожных станций авто- и авиатранспортом, а также из г. Урая. Энергоснабжение месторождения ведется с подстанции «Лемьинская». Рельеф местности описываемого месторождения низменно-равнинный с абсолютными отметками дневной поверхности + 60-90 м. Относительно повышенные участки местности покрыты лесом смешанного типа, с преимущественным развитием хвойных пород. Рассматриваемая территория заболочена примерно на 50%. Река Конда протекает вблизи северной границы лицензионного участка и является основной водной артерией рассматриваемого района. Ширина реки в нижнем и среднем течении колеблется от 80 до 250 м, глубина составляет 2-5 м. В нижнем течении река судоходна. Это типично равнинная река с малым уклоном и медленным течением. Источником питания реки являются атмосферные осадки и грунтовые воды. Непосредственно на территории месторождения расположено озеро Арантур, являющееся комплексным памятником природы. Вокруг него выделена природоохранная зона. В озеро впадают небольшие речки Окунева, Большая и Малая Еныя, Ленья. Участки вдоль этих рек также включены в состав природоохранной зоны, так как относятся к природно-заповедному фонду. Эти реки несудоходные. Вода из них используется, в основном, для технических целей. Питьевую воду берут из артезианских скважин. Климат района резко континентальный, характеризуется продолжительной суровой зимой и коротким, но сравнительно теплым летом. Наиболее холодным месяцем является январь, средняя температура –200 С. Самый теплый месяц – июль – средняя температура +180 С. Среднегодовая температура - +10 С. Преобладающее направление ветра юго-западное и западное, сила ветра – 3-5 м/сек. Территория месторождения относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 500 мм. Основная их часть (450 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь. Снеговой покров появляется в октябре, а сходит в конце апреля и держится около 200 дней. Высота его на открытых участках, в среднем, достигает 60 см, а на залесённых участках может достигать 120-160 см. Промерзание почвы начинается в конце октября и достигает своего максимума в апреле, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1.8 м, минимальная – 0.5-0.9 м. В середине июля почва полностью оттаивает. Коренное население этого района – русские, ханты и манси. Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота. В связи с развитием нефтяной промышленности и привлечением специалистов население района резко увеличилось. В настоящее время здесь живут и трудятся украинцы, татары, башкиры и другие национальности. В сейсмическом отношении район является спокойным. Животный мир района разнообразен. Чаще всего встречаются бурые медведи, лоси, олени, волки, лисицы, соболя и другие животные. В летнее время много водоплавающей птицы. Нефть Шаимского нефтегазоносного района транспортируется по нефтепроводу Шаим-Тюмень. Добываемый вместе с нефтью попутный газ используется для нужд промышленности и бытовых целей города Урая и промыслов, остальное количество сжигается в факелах. Питьевое и техническое водоснабжение осуществляется за счет подземных вод четвертичных отложений, а также поверхностных вод рек и озер. 1.2 История освоения месторождения Начиная с 1950 г. большая часть территории Шаимского нефтегазоносного района была покрыта аэромагнитной, гравиметрической съемкой, электроразведочными работами и региональной сейсмической съемкой МОВ, в результате которых были выявлены Шаимская и Красноленинская приподнятые зоны. На Тальниковой площади сейсморазведочные работы начаты в 1961 г. В результате были выявлены Шаимский и Сарантурский перегибы. Работами Верхнекондинской экспедиции с применением однократного профилирования выявлено Лемьинское локальное поднятие, Верхне-Лемьинская, Даниловская структуры. Для подготовки выявленных структур к поисково-разведочному бурению в последующем сезоне проводились детализационные сейсморазведочные работы. Поисково-разведочное бурение на Тальниковом месторождении было начато в пределах Лемьинского локального поднятия в 1964 г. В скважине 35П при опробовании отложений доюрского комплекса (ДЮК) был получен непереливающий непромышленный приток нефти дебитом 1,18 м3/сут при динамическом уровне 1138 м. Нефтеносность юрских отложений (пласты П и Т) была доказана бурением и опробованием разведочных скважин 39Р и 44Р в течение 1965-66 гг. За этот период пробурено 9 поисково-разведочных скважин, из которых только три оказались продуктивными (35П, 39Р, 44Р). 1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Месторождение имеет сложное геологическое строение и относится к группе месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти. Пласты П2 и Т1 характеризуются наличием обширных газовых шапок. Основным объектом разработки являются пласты П2, Т1 и Т2, которые эксплуатируются совместно. Пласт П2 имеет сложное строение. В его пределах выделяется основная газонефтяная залежь и три мелкие литологически изолированные нефтяные залежи (в р-не скв. №№39Р, 44Р и 10673Р). Отложения представлены песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами и их переслаиванием. Тип коллектора поровый, характеризуется невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади и по разрезу. Коллектор вскрыт в интервале абсолютных отметок -1620-1692 м и представлен 1-8 проницаемыми прослоями толщиной 0,2-8,3 м, толщина глинистых – от 0,1 до 7,7 м. Общая толщина пласта в пределах месторождения изменяется от 1,8 м до 20,9 м. Эффективная толщина газонасыщенной части пласта варьирует от 0,6-10,6 м, нефтенасыщенной части – от 0,5-8,7 м. Средняя песчанистость равна 0,47 д.ед, средняя расчлененность – 2. Основная залежь пласта П2 пластово-сводовая, литологически и стратиграфически экранированная. Размеры залежи 12х14 км. Высота - 50 м. В связи со сложным геологическим строением залежи, контролируемой разломной тектоникой, положение ГНК и ВНК в различных частях залежи неоднозначно и изменяется в пределах 2-14 м, что допустимо при дизъюнктивных нарушениях структурного плана. Среднее значение уровня ГНК принято на абсолютной отметке - 1661± 2,0 м, уровень ВНК изменяется от – 1670 ± 3,0 м до – 1701 м. Залежь в р-не скв. №39Р пластово-сводовая, литологически экранирована, размерами 4,2х2,0 км при высоте 38 м, ВНК – 1690 м. Залежь в р-не скв. №44 пластово-сводовая, литологически и стратиграфически экранирована. Размеры залежи 6,0х2-2,5 км при высоте 50 м, ВНК – 1693 м. Залежь в р-не скв. №10673Р пластово-сводовая. Размеры залежи 2,5х1,0 км при высоте 10 м, ВНК - 1731±2 м. Коллекторские свойства пласта изучались на керновом материале, по ГИС и ГДИ. На керне (из 25 скважин) выполнено 726 определений пористости и 325 определений проницаемости (24 скв.), по ГИС – 603 определения пористости, 598 определений проницаемости, по ГДИ – 39 определений проницаемости по 23 самостоятельным скважинам и 48 определений по 33 совместно работающим скважинам.   Рисунок 2 |