Эксплутация шсну. Вергунов Максим. Курсовой проект по мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 201.19 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АО ГБПОУ АО «Астраханский государственный политехнический колледж» КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по «МДК 01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» на тему: «Анализ работы добывающих скважин, оборудованных штанговым глубинным насосом» Выполнил: ст. гр. РЭМ – 442 Вергунов М.В Проверила: Хороших А.А. Астрахань 2022 Содержание
ШСНУ - штанговые скважинные насосные установки; УЭЦН - установки погружных электроцентробежных насосов; АСПО - асфальтосмолопарафиновых отложения; НКТ - насосно-компрессорные трубы; СК - станок-качалка; КПД - коэффициент полезного действия. Введение Одним из наиболее распространенных механизированных способов эксплуатации скважин является способ с использованием скважинного насоса с приводом, расположенным на поверхности. Свыше 65 % действующего фонда скважин оснащены штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). С помощью ШСНУ добывается около 30 % всей нефти. Такое широкое распространение эксплуатации скважин штанговыми установками объясняется тем, что этот способ наиболее экономичный и гибкий в отношении регулирования отбора жидкости. Широкое распространение ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением скважинного насоса объемного типа что обеспечивает: Возможность отбора пластовой жидкости при приемлемых энергетических затратах; Простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях; Малое влияние на работу установки физико-химических свойств жидкости. высокий КПД, возможность эксплуатации скважин малых диаметров. Как показал опыт компании «Роснефть» эксплуатации УЭЦН на Тарасовском месторождение широкое применение существующих типоразмеров данных установок неэффективно из – за ограниченного дебита скважин. При дебите 25 – 30 м3/сут динамический уровень составляет 1100 – 1300 м, что приводит к ненадёжной работе установки и выходу её из строя в результате частых срывов подачи. скважина фонд Однако эксплуатация скважин посредством ШСНУ вследствие высокого давления насыщения и высокого газосодержания вызывала значительные затруднения. Данную проблему попробовали решить применением большого количества различных типоразмеров ШСНУ, газосепараторов различных конструкций, в результате проблема была решена, однако возникла другая необходимость – необходимость оптимизации работы весьма разнообразного фонда ШСНУ. Данный курсовой проект посвящен решению вопросов по снижению затрат на добычу нефти, увеличению дебита, увеличению межремонтного периода – в общем оптимизации работы скважин оборудованных ШСНУ. 1. Геологическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское. В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе. Ближайшими населенными пунктами являются: районный центр п. Тарко-Сале, расположенный в 45 км севернее месторождения, поселки Пурпе и город Губкинский соответственно в 40 и 45 км западнее и г.Ноябрьск в 180 км к юго-западу. Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.Добывающий фонд пласта ПК19-20 на 01.01.2002 года составил 576 скважины, из которых 479 скважины – действующие. Весь добывающий фонд скважин механизированный.С начала разработки, на 01.01.2002г, из залежи добыто 132093.85 тыс.тонн нефти. Дебиты по нефти и по жидкости выше прогноза и составляют, соответственно, 17.61 т/сут., и 51 т/сут. Обводненность продукции составляет 79,76%, что на 15,14% ниже предусмотренной проектом. 1.2 Коллекторские свойства основных продуктивных пластов В целом, пласт ПК19-20 характеризуется очень высокими показателями неоднородности по разрезу. Показатели коэффициента вариации проницаемости 242,35%, проводимости 238,8%, что в 2-3 раза превышает аналогичные показатели по одновозрастным отложениям Тарасовского месторождений. Крайне высок показатель прерывистости пласта – 10,24. Средняя толщина горизонта 29,3 метра, средняя эффективная толщина 13,2 метра, средняя песчанистость равна 0,45.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||