Курсовая. Курсовая. Эксплуатация. Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтяных месторождений

• Название: Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтяных месторождений
• Анкор: Курсовая
• Дата: 04.08.2021
• Размер: 1.43 Mb.
• Имя файла: Курсовая. Эксплуатация.docx
• Тип: Курсовой проект; #226175
• страница: 11 из 11

Выводы

По данным технологического режима некоторые скважины постоянно работающего добывающего фонда скважин оказались вне рабочего диапазона по подаче насоса (0,75-1,25). Следовательно, насос на скважинах подобран неправильно. В результате расчета к скважине №1005, был подобран насос ЭЦНД5-80-2850. В настоящее время установлен насос ЭЦН-125-3500. Замена насоса также позволит снизить затраты на электроэнергию.

Заключение

В административном отношении Гаршинское нефтяное месторождение находится на территории Курманаевского района Оренбургской области в 70 км к юго-западу от г. Бузулук и в 35 км к югу от райцентра п. Курманаевка.

Воды реки Бузулук и ее притоков вполне пригодны для питья и технического обеспечения.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта Д3 в целом определены по результатам исследования керна: пористость (439 определений из 23 скважин), проницаемость (425 определений из 23 скважин); по ГИС: пористость (188 определений из 36 скважин), проницаемость (114 определений из 36 скважин); по ГДИ: 27 определений проницаемости из 22 скважин (пластД3-1).

Нефтенасыщенность определена по результатам исследования керна (287 определений из 18 скважин) и по результатам интерпретации ГИС (114 определений в 36 скважинах).

С начала разработки в добыче нефти объекта Д3 учувствовала 151 скважина. В среднем на одну скважину, участвующую в добыче, приходится 82,56 тыс.т нефти и 95,37 тыс.т жидкости.

По состоянию на 01.01.2019 г. в добывающем фонде числятся 57 скважин. Все скважины оборудованы ЭЦН.

Нефть по плотности особо легкая, с незначительной вязкостью, малосернистая-среднесернистая, парафинистая-высокопарафинистая и смолистая.

По состоянию на 01.01.2019 На объекте числится 127 скважин, в т.ч.: добывающих– 57 (действующих – 54, бездействующих – одна, в консервации – две), нагнетательных – 45, контрольных – 24 (все пьезометрические), ликвидированных - одна.

Большинство скважин на объекте работает с дебитом больше 60 т/сут. .

Глубина спуска электроцентробежных насосов находится в пределах от 3500 –4150 м. Максимальная глубина спуска насоса - 4126 м, на скважине № 680. К интервалу номинальной производительности <100 относятся 2 скважины, что составляет 14% от фонда. В интервале 100-200 находится 6 скважин, что составляет 43% от фонда. В интервале более 200 м3/сут работает 6 скважин, что составляет 43% от фонда. Основная часть фонда работает в оптимальном режиме. Максимальный коэффициент подачи насоса равен 1,2 д.ед на скважине №698. Минимальный коэффициент подачи насоса 0,6 д.ед на скважине №1006. К интервалу коэффициента подачи насоса 0,6-1 д.ед относятся 11 скважин, что составляет 79% от фонда. В интервале от 1 д.ед находятся 3 скважин, что составляет 21% от фонда.

На скважине №766 в промежуток времени с декабря по апрель дебит жидкости уменьшался, что повлекло к увеличению уровня жидкости, что свидетельствует о нормальной работе насоса. С мая по ноябрь 2019 года насос работал в нормальном режиме, динамический уровень и дебит не изменялся.

На скважине № 680 с течением времени среднее значение показателей изменяется в небольшом диапазоне. Максимальный дебит скважины за данный период составляет 88 м³/сут и был достигнут в мае 2019 г. Максимальное значение динамического уровня – 3316 м в июне 2019 г. Минимальные значения показателей составляют 51 м³/сут и 2314 м (в октябре 2019 г.) соответственно.

С декабря 2018 года по март 2019 года дебит оставался постоянным, хотя динамический уровень стремился вверх. Скорее всего неточно замерен дебит жидкости.

За последние 3 года эксплуатации пласта наблюдалось 12 причин простоя. В наибольшем случае за весь рассматриваемый период скважины останавливали по причине R-0, а именно 66,6%.На проведение ГТМ приходится 25% , а ток холостого хода – 8,4%.

Так же проанализировав показатели наработки на отказ и межремонтного периода можно сказать, что с 2016 по 2018 гг. происходит снижение межремонтного периода и наработки на отказ. МРП составил: в 2016 – 1770 суток, в 2017 – 1723 суток, в 2018 – 1387 суток. Средняя наработка на отказ составила: в 2016 – 997 суток, в 2017–894 суток, в 2018–737 суток.

Список использованной литературы

1) Баландин Л.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методические указания к курсовому проектированию. 2008,22с.

2) Щуров В.И. Технология и техника нефтедобычи. М.: Альянс, 2009, 512 с.

3) Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М.: Альянс, 2012, 456 с.

4) А. А. Ишмурзин; Нефтегазопромысловое оборудование Изд-во УГНТУ 2008, Электронный каталог НТБ СамГТУ (Печатные издания)

5) Мстиславская, Л. П. Основы нефтегазового дела ЦентрЛитНефтеГаз, 2010 Электронный каталог НТБ СамГТУ (Печатные издания)