ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..5
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ …………………………………………………7
1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения……………………...7
1.1.1 Общие сведения о месторождении и продуктивных пластах……………7
1.1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов……………………………………………………………………....10
1.2 Свойства и состав нефти, газа и воды ……………………………………..12
1.3 Осложняющие факторы геологических условий месторождения на существующей стадии разработки…….………………………………………..15
Выводы по геологическому разделу…………………………………………....16
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ……………………………………………..17
2.1. Состояния фонда добывающих скважин по способам эксплуатации. ….17
2.2. Анализ работы добывающих скважин. …………………………………...18
2.2.1. Подбор скважинного насосного оборудования…………………………21
2.2.2. Основные параметры технологических режимов работы скважин……21
2.2.3. Динамика дебитов скважин по жидкости и нефти……………………...22
2.2.4. Осложняющие факторы эксплуатации скважин………………...……...26
2.2.5. Осложнения при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин…………………………………………………………………………...29
2.2.6. Анализ осложнений эксплуатации УЭЦН………………………………32
2.3. Анализ параметров технологических режимов работы скважинных насосных установок………………………………………………………... ..….35
2.4 Литературный обзор по теме работы …………………………………...…37
2.4.1. Методика выбора насосной установки и режима ее работы…………...37
2.4.2. Преимущества и недостатки УЭЦН по сравнению с ШСНУ………….38
2.4.3. Оптимальные условия эксплуатации УЭЦН…………………………....41
2.5 Предложения по оптимизации технологических режимов и повышению эффективности работы скважин………………………………..………………42
2.6 Обоснование выбора предлагаемых технических и технологических решений…………………………………………………………………………..48
2.7 Определение технологической эффективности предлагаемых мероприятий.…………………………………………………………………….50
2.8 Обеспечение требований промышленной безопасности при эксплуатации нефтяных скважин. ………………………………………….………………….55
Выводы по технологическому разделу………………………………………...60
3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ...…..…………………………………………61
3.1. Обоснование экономической эффективности проведения предлагаемых технологических и технических решений на месторождении………………..61
3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта……61
3.3. Расчет экономических показателей проекта……………………………...62
Выводы по разделу………………………………………………………………67
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….68
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………...69

Весь текст будет доступен после покупки

Для написания выпускной квалификационной работы на тему «Выбор оптимального технологического режима эксплуатации скважин на нефтяном месторождении» собрана геолого-промысловая информация по месторождению, проведен анализ технологического режима работы скважин, оборудованных глубинно-насосными установками в условиях Ромашкинского месторождения.
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин на большинстве месторождений зачастую может быть нарушена из-за возникновения различных осложнений, негативно влияющих как на работу самой насосной установки, так и на добычу флюида в целом.
Основными осложняющими факторами, влияющими на стабильную бесперебойную работу ЭЦН, являются:
? высокое содержание газа;
? высокое содержание воды и содержание солей;
? наличие механических примесей;
? малый приток из пласта;
? большое содержание АСПО.
Проблема борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, продолжает оставаться одной из самых актуальных как в нефтяной отрасли в целом, так и в НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть», в частности.

Весь текст будет доступен после покупки

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1.1 Общие сведения о месторождении и продуктивных пластах
Ромашкинское нефтяное месторождение – это одно из самых уникальных в мире. Расположенное на южной вершине Татарского свода в пределах крупного полого куполовидного поднятия, оно имеет высоту по отложениям девона в 60 метров и общую мощность осадочного чехла около 2 километров. Первый фонтан нефти был получен в 1948 году в скважине №3 из отложений франского яруса верхнего девона. Залежи нефти были выявлены в терригенной толще девона и нижнего карбона. Два структурно-геологических яруса, докембрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя, принимают участие в строении площади. Структурный план девонского кристаллического фундамента и терригенных отложений не выделяются принципиальными отличиями в планировании разработки данной площади. Однако, основным объектом разработки здесь являются запасы нефти, связанные с терригенными коллекторами пашийского горизонта (Д1). Эти коллекторы разделяются на две группы: высокопродуктивные и малопродуктивные. Объект разработки Д1 характеризуется совокупностью трех типов пород-коллекторов, каждый из которых имеет различные фильтрационные свойства. Эти породы отличаются периодическим построением, выраженным чередованием типов коллекторов, а также их полным или частичным замещением неколлекторными породами. При этом фациальный состав коллекторов варьируется от тонкодисперсных алевролитов до песчаных фракций.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Дополнение к технологической схеме разработки Ромашкинского месторождения, 2015 г., 314 с.
2. Зейгман Ю.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов : Учеб. пособие / Ю. В. Зейгман, О. А. Гумеров, И. В. Генералов ; Уфим. гос. нефтяной техн. ун-т. - Уфа : Изд-во Уфим. гос. нефтяного техн. ун-та, 2000. - 122 с. : ил., табл.; 21 см.; ISBN 5-7831-0349-7Адонин А.Н. Процессы глубинно-насосной нефтедобычи -М.: Недра, 1964 -264 с.
3. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. -М.: Недра, 1979. -216 с.
4. Богданов А. А., Розанцев Б.Р., Холодняк А.Ю. Подбор погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты: Тематические научно-технические обзоры/Сер. Добыча. -М.: ВНИИОЭНГ, 1972.-72 с.
5. Богданов А.А., Розанцев В. Р., Холодняк Ю.А. Об определении давления на приеме погружного центробежного насоса в скважине//РНТС ВНИИОЭНГ/Сер. Нефтепромысловое дело. -1972. -№6. -с.3-4.
6. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк Ю.А. Напорная характеристика погружного центробежного насоса при работе на вязких жидкостях и нефтеводяных эмульсиях//РНТС ВНИИОЭНГ/Сер. Нефтепромысловое дело. 1972 -№12. -С. 34-36.
7. Грайфер В.И., Ишемгужин С. Б., Яковенко Г. А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами. -Казань: Татарское кн. изд-во, 1973. -216 с.
8. Зайцев Ю.В., Балакирев Ю.А. Добыча нефти и газа. -М.: Недра, 1981. -384 с.
9. Инструкция но эксплуатации штанговых скважинных насосов Изд-во АзНИПИнефть, 1976.
10. Круман Б.5. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. -М.: Недра, 1980. -320 с.
11. Круман Б.Б Глубинно-насосные штанги. -М.: Недра, 1977. -181 с.
12. Ляпков П.Д., Гуревич А. С. Об относительной скорости движения газовой фазы в стволе скважины перед входом в глубинный насос//РНТС ВНИИОЭНГ/Сер. Нефтепромысловое дело. -1973. -№3. -с.6-10.
13. Методика подбора типоразмера и режима работы штанговой глубиннонасосной установки. РД 39-1-289-79/Сост. ВНИИнефть.
14. Мищенко И.Т., Гуревич А.С. Сепарация газа у приема погружного центробежного электронасоса // Нефтяное хозяйство - 1970. - №3. - С.52-56. EDN: XSUGVN

Весь текст будет доступен после покупки