|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕСтр 1 из 5Следующая ⇒
ВВЕДЕНИЕ
Как показал опыт 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. Применяемые газосепараторы из–за высокого газосодержания при максимально возможной глубине спуска УЭЦН не обеспечивают необходимую сепарацию газа для работы насоса. Кроме того, столб жидкости глушения высотой более 1000 м, определяемый максимальной глубиной спуска УЭЦН и большой глубиной залегания продуктивных горизонтов (интервал забой – приём насоса), создаёт большое противодавление на пласт, что что сильно затрудняет вывод скважины на режим эксплуатации (более 10 откачек), а иногда приводит к выходу установки из строя. В связи с многочисленными отказами УЭЦН по указанным причинам возникла насущная необходимось внедрения УШГН. Однако эксплуатация скважин посредством ШГН вследствие высокого давления насыщения и высокого газосодержания вызывала значительные затруднения. Данную проблему попробовали решить применением большого количества различных типоразмеров УШГН, газосепараторов различных конструкций, в результате проблема была решена, однако возникла другая необходимость – необходимость оптимизации работы весьма разнообразного фонда ШГН. Данный курсовой проект посвящен решению вопросов по снижению затрат на добычу нефти, увеличению дебита, увеличению межремонтного периода – в общем оптимизации работы скважин оборудованных УШГН.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Тарасовское месторождение открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.
Рисунок 1 – Карта месторождений разрабатываемых “Пурнефтегаз”
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. Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта. Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года. В 1984 году Главтюменьгеологией получением фонтана нефти в скважине №121. В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуатации, составленного СибНИИНП в 1984 году. Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12. В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения». Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года. В разработке находятся семь основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью. Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах. Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих). Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.
Таблица 2.2. Физические свойства пластовой нефти Тарасовского месторождения
Таблица 6.1.Рекомендуемые глубины спуска ШГН
Применение НСН-57 – ввиду не значительной допустимой глубины спуска насоса, оправдано при условии создания ограниченных значений депрессии на пласт. В остальных случаях приоритет способа эксплуатации ЭЦН.
6.2.2. Подбор интервала размещения
Влияние кривизны ствола в ННС оказывает существенное влияние на долговечность работы УШГН. В интенсивно искривленных участках скважин происходит потеря устойчивости и ускоренный износ штанговых колонн, вследствие дополнительных напряжений изгиба и вибрации, истирания муфт штанг и НКТ. Зенитный угол на участке подвески ШГН не должен превышать 40°, т.к. при невыполнении этого условия прекращается работа клапанов. Оптимальным является размещение ШГН в интервале с интенсивностью набора кривизны не более 3 мин на 10м. При отсутствии прямолинейного участка выбирается участок с наименьшей кривизной в зоне рекомендуемых глубин спуска насоса. В таблице 6.2. приводятся значения допустимой кривизны для типоразмеров ШГН в зависимости от диаметров ЭК, НКТ подъемника и хвостовика. Условием определения допустимой кривизны задается вписываемость без изгиба насоса и НКТ (9м над насосом + 9м под насосом) в интервал ЭК.
Таблица 6.2.
При углах отклонения оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12°
6.2.3. Рекомендуемое дополнительное оборудование УШГН
“Тяжелый низ” Наибольшие растягивающие напряжения действуют в верхней части колонны, наименьшие – в нижней. Однако в нижней части колонны могут возникнуть и сжимающие напряжения при ходе вниз, поэтому в этих условиях данный участок усиливают, т.е. применяют тяжелые штанги большего диаметра. Исходя из необходимой массы утяжеленного низа 80 кг – для диаметра 44мм, 160 кг – для диаметра 57мм, рекомендуется устанавливать над насосом: для НСН(В)-44, - 13 штанг диаметром 22мм, или 6 штанг диаметром 25мм, для НСН-57 – 26 штанг диаметром 22мм, или 12 штанг диаметром 25мм. При этом количество штанг в верхней части подвески насоса остается неизменным. “Скребки-центраторы” - используются для механической очистки внутренней поверхности НКТ от АСПО, предотвращают истирание штанг, - применяются в интервалах интенсивного искривления ствола скважин, с обводненностью продукции не выше 70%, - для предупреждения истирания НКТ возможно использовать скребки- центраторы изготовленные из полиамида с графитовым напылителем. “Хвостовики” - хвостовики ниже приема насоса устанавливаются для уменьшения относительной скорости движения фаз ГЖС в стволе скважины, что приводит к снижению застойных зон пластовой воды и раствора глушения ниже приема насоса. Этот процесс приводит к снижению плотности жидкости ниже приема насоса и забойного давления, - длина хвостовика устанавливается из условия: глубина спуска насоса с хвостовиком должна превышать половину глубины ЭК и обеспечивать глушение скважины не более чем в 2 цикла, для хвостовиков применяются НКТ диаметром 60мм.
ЛИТЕРАТУРА 1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. –М.: Недра, 1979. –264 с. 2. Анализ показателей и технологический режим работы УШГН в НГДП “Тарасовскнефть” 3. Временный регламент по эксплуатации ШГН 4. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов. –Уфа: УГНТУ, 2000. –122 с. 5. Ишмурзин А.А. Повышение эффективности эксплуатации малодебитных скважин штанговыми насосными установками. –Уфа: УГНТУ, 1998. –104 с. 6.Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. –М.: Недра, 1980. –320 с. 7. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. –М.: Недра, 1984. –271 с. 8. “Нефтяное хозяйство”, июль 2000. 9. Регламент по подбору и ремонту ШГН 10. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добычи нефти. –М.: Недра, 1979. –270 с. ВВЕДЕНИЕ
Как показал опыт 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. Применяемые газосепараторы из–за высокого газосодержания при максимально возможной глубине спуска УЭЦН не обеспечивают необходимую сепарацию газа для работы насоса. Кроме того, столб жидкости глушения высотой более 1000 м, определяемый максимальной глубиной спуска УЭЦН и большой глубиной залегания продуктивных горизонтов (интервал забой – приём насоса), создаёт большое противодавление на пласт, что что сильно затрудняет вывод скважины на режим эксплуатации (более 10 откачек), а иногда приводит к выходу установки из строя. В связи с многочисленными отказами УЭЦН по указанным причинам возникла насущная необходимось внедрения УШГН. Однако эксплуатация скважин посредством ШГН вследствие высокого давления насыщения и высокого газосодержания вызывала значительные затруднения. Данную проблему попробовали решить применением большого количества различных типоразмеров УШГН, газосепараторов различных конструкций, в результате проблема была решена, однако возникла другая необходимость – необходимость оптимизации работы весьма разнообразного фонда ШГН. Данный курсовой проект посвящен решению вопросов по снижению затрат на добычу нефти, увеличению дебита, увеличению межремонтного периода – в общем оптимизации работы скважин оборудованных УШГН.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Тарасовское месторождение открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.
Рисунок 1 – Карта месторождений разрабатываемых “Пурнефтегаз”
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. Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта. Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года. В 1984 году Главтюменьгеологией получением фонтана нефти в скважине №121. В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуатации, составленного СибНИИНП в 1984 году. Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12. В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения». Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года. В разработке находятся семь основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью. Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах. Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих). Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.
Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-03-25; Просмотров: 1831; Нарушение авторского права страницы
искривление ствола скважины не должно превышать 30 мин на 10 метров. Это ограничение вводится для предотвращения изгиба оси цилиндра насоса под собственным весом, т.к. из-за высокой гибкости корпуса насос при больших наклонах ( выше 12°), располагаясь на нижней образующей обсадной колонны, повторяет профиль скважины.