Технологические решения по повышению эффективности газлифтной эксплуатации Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………….……….. 7
Перечень применяемых сокращений……………………………………………….. 9
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ..……………………………………………………... 10
1.1 Общие сведения о месторождении …….. ………………………………….... 11
1.2 Геолого-физическая характеристика Лугинецкого месторождения……….. 13
1.2.1 Стратиграфия………………………………………………………………….. 13
1.2.2 Тектоника ……………………………………………………………………... 17
1.3 Нефтегазоносность …………………………………………………………… 23
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.………………………………………………….. 28
2.1 Состояние разработки Лугинецкого месторождения ………………….…… 29
2.1.1 Характеристика основных показателей разработки месторождения ………. 29
2.1.2 Состояние запасов нефти на месторождении……………………………….. 33
2.2 Характеристика состояния эксплуатационного фонда скважин месторождения ……………………………………………………………………….
35
2.3 Общая характеристика существующих методов эксплуатации скважин ……. 41
2.3.1 Фонтанная эксплуатация ……………………………………………………… 41
2.3.2 Эксплуатация скважин штанговыми насосами ……………………………… 44
2.3.3 Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами ….. 46
2.3.4 Эксплуатация скважин глубинными центробежными насосами …………… 48
2.3.5 Газлифтная эксплуатация скважин …………………………………………… 48
2.3.5.1 Общие принципы газлифтной эксплуатации ……………………………… 48
2.3.5.2 Виды газлифта ……………………………………………………………….. 51
2.4 Осложнения при газлифтной эксплуатации …………………………………… 57
2.4.1 Виды осложнений ……………………………………………………………... 57
2.4.2 Методы борьбы с образованием песчаных пробок …………………………. 57
2.4.3 Методы борьбы с отложениями парафина …………………………………… 59
2.4.4 Методы борьбы с образованием эмульсий …………………………………… 59
2.4.5 Устранение металлических сальников ………………………………………. 60
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………............................ 61
3.1 Выбор газлифтной установки для месторождения Лугинецкое ……………… 62
3.2 Типовые схемы установок периодического газлифта для условий месторождения ……………………………………………………………………….
63
3.3 Оборудование при газлифтной эксплуатации …………………………………. 67
3.3.1 Наземное оборудование……………………………………………………….. 67
3.3.2 Подземное оборудование……………………………………………………… 70
3.4 Применение пилотно управляемого газлифтного клапана типа WFM-14R…. 74
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ…………………….……..................... 76
4.1 Анализ вредных и опасных производственных факторов…………………….
4.2 Требования к эксплуатации установок и оборудования для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата………………………………….………….... 77

81
4.3 Обеспечение пожарной безопасности……………………………………….…. 88
4.4 Экологическая безопасность ………………………………………………….... 91
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………….……………………………………………………... 94
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…….……………………………………………………... 95
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………................ 98

Весь текст будет доступен после покупки

Обычно, скважины фонтанируют только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Спустя некоторое время давление в пласте падает и фонтан иссякает. Разумеется, если бы на этом завершилась эксплуатация скважины, то под толщами земли оставалось бы более 80% нефти.
При завершении фонтанирования, требуется установка дополнительного оборудования, т.к. дефицит пластовой энергии не позволяет скважине работать на прежнем уровне и получать высокий отбор жидкости. Каждый способ эксплуатации имеет свою рациональную область применения, которая соответствует минимальным затратам энергии на подъем жидкости из скважин. Границы этой области определяют на основе, прежде всего, экономической эффективности данного способа эксплуатации и оборудования для эксплуатации конкретной скважины с учетом технических возможностей способа эксплуатации и влияния на эффективность глубин скважин, диаметров эксплуатационных колонн, геометрических особенностей ствола скважин, дебитов, состава пластовой жидкости или газа.
Множество факторов влияет на эффективность применения того или иного способов эксплуатации приводит к практически невозможному определению границ их применения. Поэтому на практике границы этих областей перекрываются и срок службы эксплуатационных способов зависит от навыков обслуживающего промыслового персонала, уровнем его квалификации, общим техническим уровнем и организацией производства в отрасли.
Газлифт - один из механизированных способов эксплуатации, энергия при котором вводится в виде сжатого газа. В данной выпускной работе рассмотрена эксплуатация нефтяных скважин при газлифтном способе добычи.
Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1966 году скважиной № 152. Введено в разработку в 1982 году с запуска разведочной скважины № 155, эксплуатационное бурение начато в 1983 году.
Административно месторождение расположено на территории Парабельского района Томской области (рисунок 1.1), недропользователем месторождения является ОАО «Томскнефть» ВНК на основании лицензии ТОМ № 00083 НЭ от 1998 года.
Месторождение разрабатывалось с 1982 года на основании «Технологической схемы», составленной СИБНИИНП в 1980 году и утвержденной ЦКР Миннефтепрома (протокол № 908 от 20.05.1981 г.).

Весь текст будет доступен после покупки

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1966 году скважиной № 152. Введено в разработку в 1982 году с запуска разведочной скважины № 155, эксплуатационное бурение начато в 1983 году.
Административно месторождение расположено на территории Парабельского района Томской области (рисунок 1.1), недропользователем месторождения является ОАО «Томскнефть» ВНК на основании лицензии ТОМ № 00083 НЭ от 1998 года.
Месторождение разрабатывалось с 1982 года на основании «Технологической схемы», составленной СИБНИИНП в 1980 году и утвержденной ЦКР Миннефтепрома (протокол № 908 от 20.05.1981 г.).
В соответствии с геологической моделью, принятой при первоначальном подсчете запасов, месторождение представлялось единым массивно-пластовым нефтегазовым резервуаром и, соответственно, предусматривалась разработка его нефтяной оторочки как единого эксплуатационного объекта. Скважины основного фонда (917 скважин) размещены по квадратной сетке 500 х 500м для создания площадной обращенной девятиточечной системы. Разработка запасов свободного газа не предусматривалась.
С начала разработки проектные показатели не выполнялись, причина - отставание в эксплуатационном бурении и быстром изменении представлений о геологическом строении, что объективно снижало темпы освоения залежей приблизительно в два раза, по сравнению с проектными показателями.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Газлифтная эксплуатация, преимущества и недостатки. Виды газлифтных методов эксплуатации: https://megaobuchalka.ru/14/11197.html
2. Пристяжникова М.В. Газлифтная эксплуатация нефтяных и газовых скважин на примере Лугинецкого месторождения: http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/39882/1/TPU394800.pdf
3. https://intuit.ru/studies/curriculums/17750/courses/1056/lecture/16216?page=2
4. Периодический газлифт: https://www.ngpedia.ru/pg092NyHK1x231N3L5R9Q90003069659/
5. Дык Хиен. Повышение эффективности технологий подъема продукции в газлифтных скважинах управлением структурой потока: https://l.120-bal.ru/doc/6735/index.html?page=6
6. https://rusoil.net/files/1006/GarbovskiyVV/GarbovskiyVV-diss.pdf
7. Схема работы бескомпрессорного газлифта: https://infopedia.su/8x4a7.html
8. Внутрискважинный газлифт: https://poznayka.org/s93105t1.html
9. https://st.fl.ru/users/Ra/RandeY/upload/f_9105591b5c09b984.docx
10. Ухтинский государственный технический университет. газлифтная эксплуатация нефтяных и газовых скважин: https://www.ugtu.net/sites/default/files/oborudovanie_gazliftnyh_skvazhin.pdf
11. Осложнения при газлифтной эксплуатации: https://ozlib.com/986498/tehnika/oslozhneniya_gazliftnoy_ekspluatatsii
12. Осложнения при газлифтной эксплуатации и мероприятия по их устранению: https://bstudy.net/805284/spravochnik/oslozheneniya_gazliftnoy_ekspluatatsii_meropriyatiya_ustraneniyu

Весь текст будет доступен после покупки