Курсовая работа Подземный и капитальный ремонт скважин. КП Ахмеров Олег ПКРС вариант 1. Курсовой проект по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
 Скачать 1.31 Mb.
|
Проведение работ по закачке химических композицийПо команде руководителя работ: Открыть задвижку на фонтанной арматуре скважины; Произвести закачку реагентов согласно плану работ на минимальной скорости. Во время закачки персонал должен находится в безопасной зоне, и следить за состоянием линий обвязки. В случае обнаружения утечек информировать ответственного за производство работ и остановить процесс. Произвести продавку. После закачки необходимых по плану работ компонентов, не останавливая технологического процесса, прокачать в скважину чистую техническую воду для промывки линий. По окончании работ Закрыть рабочую задвижку на ФА скважины Давление в нагнетательном трубопроводе снизить до атмосферного Приступить к его разборке. Тару из-под хим. реагентов собрать и перевезти в специально отведенное место. Выводы Южно-Субботинское месторождение открыто в 1979 г. по результатам поисково-разведочного бурения, разрабатывается с 1980 г. Промышленная нефтеносность Южно-Субботинского месторождения установлена в нефтяных залежах нижнего карбона: пласты Б2/ и Б2 бобриковского горизонта и пластыТ1 и Т2 турнейского яруса. По залежам пластов АО «Нефтьинвест» (в прошлом разрабатываемых ПО «Оренбургнефть») за весь период разработки месторождения были составлены следующие проектные документы: Первым проектным документом на разработку Южно-Субботинского месторождения является «Технологическая схема разработки продуктивных пластов Южно-Субботинского месторождения Оренбургской области», выполненная ЦНИЛ ПО «Оренбургнефть» (протокол ТЭС ПО «Оренбургнефть» от 13.05.1980 г.). Проектом предусматривалось бурение 5 добывающих и 1 нагнетательной скважины, система заводнения - приконтурная. В соответствии с работой в период 1980-1983 гг. было пробурено 6 скважин (№№ 1901,1905,1906,1907,1913,1914), в которых были получены промышленные притоки нефти из пластов Б2, Т1 и Т2. Месторождение вступило в разработку в 1980 г. На начальной стадии разработки (1980-1983 гг.) происходило быстрое наращивание темпов добычи нефти, что обуславливается бурением и вводом в эксплуатацию около 85 % от фонда скважин, принимавших участие в отборе нефти. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1981 г. и составила 153,2 тыс. т. В последующие годы в результате прогрессирующего обводнения добыча нефти снижалась. В 1984 г. утверждена «Уточненная технологическая схема разработки продуктивных пластов Южно-Субботинского месторождения», в которой предусматривалось бурение 6 добывающих и 1 нагнетательной скважин в период 1992-1993 гг., система заводнения - приконтурная. Мероприятия по бурению выполнены не были. ППД введено не было. Дальнейшая разработка месторождения характеризуется существенным спадом добычи нефти и ростом обводненности. Так содержание воды в добываемой продукции к 1992 г. достигло значения 99,3 %. После 1999 г. уровни добычи нефти по Южно-Субботинскому месторождению были утверждены работой «Анализ разработки и уточнение показателей разработки месторождений ОАО «Оренбургнефть». В 2007 г. был утвержден документ «Дополнение к технологической схеме разработки Южно-Субботинского месторождения», (протокол ТО ЦКР по УР №161 от 27.09.2007 г.) в котором рекомендовалось бурение 4 боковых стволов и ввод из бездействия 1 скважины. Из рекомендованных мероприятий был выполнен перевод единственной скважины № 1907, находившейся в бездействии на окском надгоризонте, в эксплуатацию на пласт Т1 без бурения БС. Мероприятия по бурению боковых стволов в 2007-2009 гг. (скважины №№ 1913, 1901, 1907) и выводу скважины № 1913 из бездействия реализованы не были. В 2010 г. в целом по Субботинскому месторождению был выполнен «Проект разработки Субботинского нефтяного месторождения Самарской и Оренбургской областей», объединивший все пласты месторождения разрабатываемые ОАО «Самаранефтегаз» и АО «Нефтьинвест», утвержденный ЦКР Роснедр по УВС (протокол № 5026 от 29.12.2010 г.). Последним действующим проектным документом является «Технологический проект разработки Южно-Субботинского нефтяного месторождения», утвержденный ЦКР Роснедр по УВС (протокол № 1036 от 28.11.2014 г.). В настоящее время месторождение вступило в завершающую стадию разработки. Пласты Б2/+Б2, содержащие основную долю начальных извлекаемых запасов, практически выработаны, а залежи нефти данных пластов в значительной степени обводнены. На момент написания отчета на месторождении было пробурено 13 глубоких скважин: 4 поисковых скважин (№№ 12, 16, 17, 19), 1 разведочная скважина (№ 45), 7 эксплуатационных скважин (№№ 1901, 1905, 1906, 1913, 1914, 1916, 1907БИС) 4 боковых ствола (1901БС, 45БС, 1913БС, 1914БС) и 1 нагнетательная скважина (№ 1907).По геологическим причинам ликвидированы две скважины (№№ 12, 17). В действующем добывающем фонде, по состоянию на 01.01.2021 г., числятся шесть скважин (№№ 45БС, 1914БС, 1907БИС, 1913БС,1901БС и 1916), для подъема жидкости на поверхность используются установки ЭЦН. В поглощающем фонде пребывает две скважины № 1905 и № 1906. На момент написания отчета на месторождении в промышленной эксплуатации находятся два объекта Б2 и Т2, разработка пластов Б2/ и Т1 приостановлена. На 01.01.2021 г. суммарная накопленная добыча на Южно-Субботинском месторождении составляет 1227 млн. т. нефти и 24 м3 растворенного газа (в т.ч. АО «Нефтьинвест» 298 млн. т. нефти и 6 м3).Анализ причин ремонтов показал, что причиной большинства отказов являются повреждения изоляции кабелей и двигателей УЭЦН 52,63% и отсутствия подачи насосов –21,05 %. Основные причины осложняющие эксплуатацию УЭЦН: выпадение парафина, коррозионный износ оборудования, отложение минеральных солей. Предложены методы борьбы с этими осложнениями: пропарка или прокачка горячей нефти и спуск скребков; закачка ингибитора коррозии СНПХ 60-11; соляно-кислотная обработка ПЗС. В курсовой работе приведена характеристика основных видов подземного ремонта скважин. Более подробно описана технология и применяемое оборудование для ликвидации порывов обсадных колонн. Рассмотрены теоретические основы проведения солянокислотной обработки. Также было рассчитано потребное число реагентов для приготовления солянокислотного раствора: Рекомендуемые объемы реагентов для приготовления солянокислотного раствора.
Библиографический список 1. Проект разработки Южно - Субботинкого месторождения. 2019. 2. Технологический режим работы нефтяных скважин ОА «Оренбургнефть» на 01.01.2019. 3. Технологический режим работы нагнетательных скважин ОА «Оренбургнефть» на 01.01.2020. 4. В. С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождения. - М.: Недра, 1990. 5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 2005 г. 6. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989. 7. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978. 8. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002. 9. Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М: Недра, 1967. Исходные данные для расчета по скважине для расчета потребного количества реагентов (Расчет 5.1)
|