Анализ причин отказов и пути оптимизации работы механизированного фонда скважин Мамонтовского месторождения

ЗАДАНИЕ на ВКР...…………………………………………………………………
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК………………………………………………………...
СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………………………...
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………….….
Перечень применяемых сокращений……………………………………………….
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………….…...
1.1 Общие сведения о месторождении……………………………………………..
2.1 Геологическое строение…………………………………………………………
2.1.1 Литолого-стратиграфические особенности…………………………………..
1.2.2 Тектоника………………………………………………………………………..
1.3 Нефтегазоносность……………………………………………………………….
1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов…………………………………………
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………..
2.1 Анализ текущего состояния разработки и фонда скважин…………………….
2.2 Анализ причин отказов УЭЦН на Мамонтовском месторождении…………..
2.3 Анализ мероприятий по совершенствованию эксплуатации скважин с установками электрических центробежных насосов……………………………...
2.3.1 Методы предотвращения или ограничения поступления механических примесей………………………………………………………………………………
2.3.2 Мероприятия по борьбе с солеотложениями………………………………...
2.3.3 Методы по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и гидратами……………………………………………………………………………..
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………….…………….………...
3.1 Установка погружного центробежного электронасоса……..…………………
3.2 Погружной центробежный насос……………………………………………….
3.3 Спускной и обратный клапаны………………………………………………….
3.4 Погружной электродвигатель…………………………………………………...
3.5 Термоманометрическая система………………………………………………...
3.6 Газосепараторы и диспергаторы………………………………………………..
3.7 Гидрозащита……………………………………………………………………...
3.7.1 Двухкорпусная гидрозащита…………………………………………………..
3.7.2 Однокорпусная гидрозащита………………………………………………….
3.8 Кабельные линии………………………………………………………………...
3.9 Трансформатор…………………………………………………………………...
3.10 Станция управления погружным асинхронным электродвигателем………..
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ………………………………………..
4.1 Производственная безопасность………………………………………………...
4.1.1. Анализ опасных и вредных производственных факторов………………….
4.1.2 Обоснование и разработка мероприятий по снижению уровней опасного и вредного воздействия и устранению их влияния на работающих……………...
4.2 Безопасность в чрезвычайных ситуациях………………………………………
4.2.1 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности………………….
4.2.2 Безопасность в чрезвычайных ситуациях природного и социального характера……………………………………………………………………………...
4.3 Экологическая безопасность…………………………………………………….
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………...…………...…..........
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………...…………...…….
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………..……...……..……...…. 2

Весь текст будет доступен после покупки

Мамонтовское месторождение находится на стадии, когда основной фонд скважин разбурен, накоплен опыт эксплуатации скважин при высоком уровне их использования. Базовым способом эксплуатации скважин являются УЭЦН и УШГН (механизированный фонд добывающих скважин составляет 96,8%) и лишь небольшая часть эксплуатируется фонтанным способом.
Значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являются крайне актуальными.
Цель данной бакалаврской работы – анализ причин отказов и пути оптимизации работы механизированного фонда скважин Мамонтовского месторождения.
Основные задачи: Рассмотреть особенности геологического строения, нефтеносность, физико-химические свойства пластовых флюидов Мамонтовского месторождения. Проанализировать эффективность текущей системы разработки месторождения, выявить причины отказов механизированного фонда скважин. Представить мероприятия по совершенствованию работы механизированного фонда скважин. Рассмотреть строение основного насосного оборудования на Мамонтовском месторождении, а так же опасные и вредные производственные факторы, основные мероприятия по охране природной среды.

Весь текст будет доступен после покупки

Мамонтовское месторождение в административном отношении расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рисунок 1.1).


Рисунок 1.1 – Обзорная карта района

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Район месторождения относится к I Д климатическому поясу. Климатические условия резко континентальные, характеризуются суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким, но теплым летом, короткими переходными сезонами весной и осенью, резкими колебаниями температур в течение года, месяца и даже суток.
Среднегодовая температура воздуха -30С, среднемесячная температура воздуха наиболее холодного месяца января -220С, а самого жаркого – июля +170С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь -550С, абсолютный максимум - на июнь +340С. Осадков в районе выпадает много. Глубина промерзания почвы зависит от многих факторов: снежного покрова, почвы, травянистого покрова и колеблется в больших пределах - от 50 до 150см.
Общая площадь месторождения составляет около 1000 км2. В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой плоскую равнину, расчлененную реками Пучип-Игый, Большой Балык, Малый Балык, водосборы которых имеют высокую заболоченность и заозеренность. Долина Малого Балыка в нижнем течении и левобережье долины Большого Балыка находятся на надпойменной террасе, высота которой 15-20м. Поймы рек М.Балык и Б.Балык занимают значительную площадь северной и центральной частей месторождения. Общая площадь пойм рек и ручьев более 100км2.
По территории месторождения проходит железная дорога Тюмень - Сургут. Пыть- Ях является крупной железнодорожной станцией. В непосредственной близости от месторождения расположен поселок городского типа – Мамонтово. Вблизи месторождения проходит газопровод Уренгой – Челябинск – Новополоцк и нефтепровод Нижневартовск – Усть-Балык – Омск.

2.1 Геологическое строение
2.1.1 Литолого-стратиграфические особенности
В стратиграфическом отношении геологический разрез месторождения сложен мезо-кайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности складчатого фундамента, вскрытого на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262-3294 м и представленного андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.
Юрская система.
В разрезе выделяются отложения тюменской (нижний и средний отделы), абалакской и баженовской (верхнеюрский отдел) свит. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников.
Абалакская свита представлена двумя пачками: нижней аргиллитовой и верхней песчано-аргиллитовой. Вскрытая толщина свиты составляет 52 м. Выше залегают битуминозные аргиллиты баженовской свиты, толщина которой меняется от 30 до 34 м.
Нижний и средний отделы.
Нижне-среднеюрские отложения объединяются в тюменскую свиту, которая развита повсеместно в районах широтного приобья. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. В скважине 1р толщина тюменской свиты составляет 368 м, в кровле свиты залегает пласт ЮС2 с признаками нефтеносности.
Верхний отдел. Баженовская свита.
Свита, распространена на большой части территории Западно-Сибирской плиты и является литологическим региональным репером. Породы баженовской свиты представляют собой наиболее глубоководные морские осадки юры: аргиллиты буровато-чёрные, битуминозные, массивные и плитчатые. Толщина баженовской свиты меняется от 30 м до 34 м.
Меловая система.
Представлена всеми отделами и ярусами. К берриас-валанжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся низы ахской свиты, в основании которой выделяется аргиллитистая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160-180 м.
Основные продуктивные пласты приурочены к средней части ахской свиты, надежным репером при выделении которых является аргиллито-глинистая чеускинская пачка.


Рисунок 1.2 - Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений
Выше залегают отложения готерив-барремского яруса, включающего верхи ахской и черкашинскую свиты. В разрезе ахской свиты выделяются песчаные пласты БС8 - БС9. В черкашинской свите выделяются продуктивные песчаные пласты АС4 и АС5-6. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки.
Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса (алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты).
Пласт БС8 залегает на глубине 2275 м под толщей сарманских глин, являющейся надёжной покрышкой для залежи. Размеры залежи 12х7 км, контуры её слабо извилисты. Общая толщина пласта 9,6м, эффективная 5,8 м. Нефтенасыщена только верхняя часть пласта, залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина достигает в центральной части залежи 12 м.
Севернее основной залежи скважинами горизонта БС10-11 вскрыта небольшая (5х1,5 км) залежь в пласте БС8, нефтенасыщенная толщина пласта достигает 8 м при среднем значении 4,1м. В верхней подсвите вартовской свиты выделяются продуктивные песчаные пласты АС4 и АС5-6.
Пласт АС5-6 отделён от верхнего - глинистым разделом толщиной до 20 метров. В северном направлении глинистая перемычка постепенно опесчанивается до практически полного слияния пластов АС4 и АС5-6.
Общая толщина пласта АС5-6 составляет 30 - 70 метров. Небольшая песчанистость приурочена к подошвенной части (пласт АС6). Верхняя часть (пласт АС5) в песчаной фракции развита не повсеместно.
Прослои имеют преимущественно линзовидную полулинзовидную форму.
АС4 залегает под мощной толщей аргиллитов атлымской свиты, являющееся региональной покрышкой. В песчаной фракции пласт АС4 развит на всей площади месторождения, нефтенасыщен в сводовой наиболее приподнятой части структуры. Основная часть залежи вытянута в северо- западном направлении. Её размеры по внешнему контуру нефтеносности 28х14 км. Севернее выделена небольшая самостоятельная залежь размером 8х3,5 км., отделенная от основной неглубоким прогибом.
Пласт АС4 практически по всей площади вскрыт скважинами горизонта Б10-11. Для пласта АС4 характерна значительная литологическая неоднородность, проявляющаяся в значительной прерывистости пласта по площади и разрезу. В пределах залежи выявлено полное площадное замещение песчаников непроницаемыми разностями пород, вскрытые одной или несколькими скважинами. В целом залежь нефти пластовая сводовая, осложненная зонами замещения. Общая толщина пласта колеблется от 8 до 28 метров. В песчаной фракции пласт развит в виде отдельных линз и полулинз, а также длинных вытянутых в северном направлении, крупных песчаных тел типа русловых врезов. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. – М.: Недра, 1965. – 272 с.
2. Брехунцов А. М. Методология и опыт выделения главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири на современном этапе освоения месторождений нефти и газа / Брехунцов А. М., Бочкарев В. С., Бородкин В. Н., Дещеня Н. П. // Геология и геофизика, 2001. №11-12. –С. 1854-1863.
3. Галлямов М.Н., Батталов Р.М., Узбеков Р.Б. Установление оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // Нефтепромысловое дело, 1981. – № 12. – С. 14–16.
4. ГН 2.2.5.1313-03 Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны, 2003 г.
5. Гурари Ф. Г. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне - среднеюрских отложениях Западной Сибири / Гурари Ф. Г., Еханин А. Е. // Геология и геофизика, 1987. -№10. –С. 19-26.
6. Ивановский В.Н., Дарищев В.И. Скважинные насосные установки для добычи нефти. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002.- 824 с.
7. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче. – Уфа: ООО «Издательство научно- технической литературы «Монотомь»», 2003.- 302 с.
8. Конторович А. Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири / Конторович А. Э., Сурков В. С., Трофимчук А. А. // Новосибирск, 1994. –С. 201.
9. Мордвинов, А.А. Теоретические основы добычи нефти и газа для операторов [Текст]: учеб. пособие. В 3 ч. Ч. 3/ А. А. Мордвинов, О. М. Корохонько. – Ухта: УГТУ, 2010. ? 107 с.
10. Нестеров И. И. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири / Нестеров И. И., Салманов Ф. К., Шпильман К. А. // Москва. Недра, 1971. –С. 463

Весь текст будет доступен после покупки