СКАЧАТЬ:  oslozhneniya-primer.zip [506,76 Kb] (cкачиваний: 360)

Кафедра:    «Разработка и эксплуатация нефтяных  и  газовых   месторождений»

Группа    _____________________________________________________________

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче»

на тему: Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ и мероприятия по увеличению МРП Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения.

Оценка за:

текущую работу над курсовым проектом.......................................................................

защиту курсового проекта...................................................................................................

Итоговая оценка.....................................................................................................................

Дата защиты курсового проекта.........................................................................................

ЗАДАНИЕ

На курсовое проектирование по дисциплине:

«Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

на тему: Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации

скважин оборудованных ШСНУ и мероприятия по увеличению МРП

скважин на примере  

Содержание проекта Введение

1.  Краткая характеристика геологического строения эксплуатационных объектов

1. Характеристика ёмкостно-коллекторских свойств продуктивных отложений
2. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов
3. Краткий анализ состояния разработки эксплуатационных объектов
4. Технико-эксплуатационная   характеристика  фонда  скважин.   (Состянпс

фонда, конструкция скважин, кривизна ствола, типы применяемого для 'эксплуатации оборчдования. Режимы работы скважин: дебиты. обводненность, глубина спуска насоса, динамический и статический уровень, длина хода точки подвеса штанг, число качаний)

1. Обобщение основных факторов влияющих на эксплуатацию скважин ШСНУ на промысловом объекте
2. Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ
   1. Исследование скважин оборудованных ШСНУ. Типичные динамограммы скважин промыслового объекта. Периодичность проведения исследований.
   2. Подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ. Расчет параметров работы и надежности ШСНУ.

10.Направления совершенствования эксплуатации ШСНУ и предлагаемые

мероприятия. 11.Расчет предлагаемого метода (мероприятий) увеличения МРП скважин.

12.Выводы    и   рекомендации    по   дальнейшей    'эксплуатации   скважин

ШСНУ. Заключение

Графическая часть

1. Чертеж предлагаемого оборудования для эксплуатации скважин ШСНУ
2. Гистограмма причин ремонтов скважин оборудованных ШСНУ на промысловом объекте.

Литература

1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами М:недра 1979г.
2. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А. и др Эксплуатация нефтяных и газовых скважин -М:Недра- 1984 с.272
3. Андреев В.В., Уразаков К.И., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти. - М:Недра - 2000 с.371
4. Архипов К.И., Попов В.И., Попов И.В. Справочник по станкам -качалкам, Альметьевск 2000 - 146 с;
5. Гуськова И.А., Захарова Е.Ф. Методические указания для выполнения контрольной работы по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» для студентов заочной формы обучения и слушателей, обучающихся по программе профессиональной переподготовки по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Альметьевск: АГНИ, 2007 - 36 с.
6. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В., Хайдаров Ф.Р. и др. Осложнения в нефтедобыче. Уфа: Монография, 2003 -302 с;
7. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование для добычи нефти и газа -М:Нефти и газа РГУ им.Губкина И.М. - 2003 с. •
8. Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1984    272 с, ил.;
9. Мищенко И. Г.. Бравичева Г.Б., Грмолаева Л.II Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудной увлекаемыми запасами - М:11ефть и газ - 2005 с.441
10. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000 - 653 с: ил.;
11. РД 153-39.1-252.02. Руководство по эксплуатации скважин СШН в ОАО Татнефть.

СОДЕРЖАНИЕ:

стр.
Введение  ............................................................................................... 4

1. Краткая характеристика геологического эксплуатационного

объекта................................................................................................. 5

2. Характеристика ёмкостно-коллекторских свойств продуктивных
отложений.............................................................................................. 7

1. Состав и физико-химические свойства пластовыхфлюидов............... 9
2. Краткий анализ состояния разработки эксплуатационных

объектов................................................................................................ 12

1. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин............. 14
   1. Обобщение основных факторов влияющих на эксплуатацию скважин ШСНУ на промысловом объекте......................................................................... 23

7 Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ. 26

1. Исследование скважин оборудованных ШСНУ. Периодичность проведения исследований . Типичные динамограммы скважин промыслового объекта   28
2. Подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ. Расчет параметров работы и надежности ШСНУ............................................................................ ..35

1. Направления совершенствование эксплуатации ШСНУ и предлагаемые мероприятия................................................................................................................ 71
2. Расчет предлагаемого метода (мероприятий) увеличения МРП скважин        73

12. Выводы и рекомендации по дальнейшей эксплуатации

скважин ШСНУ...................................................................................... 75

Список использованной литературы..................................................... 78

ВВЕДЕНИЕ.

Установка штанговых скважинных насосов- наиболее распространенное насосное оборудование для добычи нефти. Широкое распространение насосов обусловлено их относительной простотой и удобствами эксплуатации мало- и среднедебитных скважин. Подвеска штанговых насосов на значительную глубину, большие нагрузки на плунжер насоса, увеличение отборов жидкости, эксплуатация наклонных, искривленных скважин, случаи отбора высоковязких жидкостей требуют новых методов расчета, а также учета других, существенных факторов, влияющих на режим работы установки.

На сегодняшний день проблема обрывов штанг стоит на одном из первых мест. За 2000 год год резко возросло количество ремонтов, связанных с отказами штанг. Причины самые разнообразные. Это и неправильное обращение со штангами, допущение смешения разных марок сталей материала штанг, неправильная компоновка штанговых колонн в скважинах, несоответствие параметров насоса параметрам скважины, старение подземного оборудования, влияние кривизны скважины. Вследствие увеличения обрывности штанг увеличились соответственно расходы на подземный ремонт скважин (ПРС) , а также недоборы нефти из-за простоя скважин в ожидании ПРС и в ПРС. Все это ведет к удорожанию себестоимости добычи нефти. Расчет проведен при одинаковых параметрах единичной скважины, но для различных диаметров штанговых насосов, после которого, можно сделать вывод о наиболее оптимальном штанговом насосе, подходящим для данной скважины. Оценена величина продольного изгиба, возникающего в нижней части штанговой колонны. Показана технологическая эффективность различных мероприятий, проводимых для сокращения обрывов штанг.

1. Краткая характеристика геологического строения промыслового объекта

Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями ниж­него и среднего карбона. Нижний карбон представлен отложениями турнейского яруса, бобриковского и тульского горизонтов, средний карбон - отложениями верейского горизонта и башкирского яруса.

В общей сложности на месторождении открыто 25 залежей нефти промыш­ленной категории, которые залегают в пределах пяти поднятий (участков) со сле­дующей нумерацией: 2, 5а, 56, 6, 7.

В пределах участка 2 расположено 5 залежей. Из них одна залежь приурочена к отложениям верейского горизонта, одна залежь - к отложениям башкирского яруса, две залежи - к отложениям тульского горизонта, одна залежь - к отложениям бобриковского горизонта.

В пределах участка 5а выявлено 5 залежей; по одной на отложения: турней­ского и башкирского ярусов и верейского горизонта, две залежи на отложения тульского горизонта.

На участке 56 выявлено 7 залежей; по одной на отложения: турнейского и башкирского ярусов, верейского и бобриковского горизонтов, три залежи на отло­жения тульского горизонта.

На участке 6 выявлено 7 залежей; по одной - отложения турнейского и башкирского ярусов, верейского, бобриковского горизонтов, и три залежи - на тульский горизонт.

На участке 7 залегает одна залежь в отложениях турнейского яруса.

Размеры залежей Красноктябрьского месторождения варьируют в пределах 0,3x0,3 до 2,3x2,3 км. Высота залежей изменяется от 14 до 67 м.

Глубина залегания продуктивных пластов среднего карбона изменяется от 814 до 930 м, нижнего карбона - от 1069 до 1185 м, в среднем составляя соответственно 880 и 1120 м.

По типу залежи башкирского и турнейского ярусов - массивные, верейского    горизонта   -    пластово-сводовые,    тульского    и    бобриковского

горизонтов пластовые, литологически экранирование.

Водонефтяные контакты подсечены лишь в массивных залежах. В пластовых залежах ВНК не подсечено.

В пределах башкирского яруса ВНК подсечено в 9 скважинах, на глубинах от -740 до -764 м. В турнейском ярусе ВНК отбито так же в 9 скважинах, на отметках от -970 до-1019м.

2. Характеристика ёмкостно-коллекторских свойств продуктивных отложений

В верейском горизонте залежи нефти связаны с карбонатными коллекторами преимущественно порового типа в различной степени глинистыми. Индексируются пласты как C2vr-2, C₂vr-3. Общая толщина изменяется от 2 до 19,7 м, составляя в среднем 7,6м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 1,9 до 7.8 м и составляет в среднем 4,4 м. Коэффициент расчлененности составляет 2. Толщина продуктивных пластов изменяется от 0,8 до 4,4 м. Разделяются они прослоями терригенно-карбонатных пород толщиной от 1,4 до 4м. Все пласты-коллекторы связаны между собой трещинной проницаемостью.

Башкирский ярус связан с серпуховскими отложениями, представляя единую гидродинамическую систему. Общая нефтенасыщенная толщина по скважинам варьирует от 1,6 до 51 м, составляя в среднем 27м, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 15,8м. (от 1,6 до 37,9 м.

Терригенные пласты тульско-бобриковских отложений сложены в основном мелкозернистыми песчаниками, переходящими в алевролит. Пласты замещаются плотными глинистыми алевролитами.

Тульский горизонт на Краснооктябрьском месторождении представлен двумя литологически не выдержанными пластами Citl3-2 и Cjtl-4

Эффективная нефтенасыщенная толщина Cjtl-4 из меняется от 0,8 до 6,2 м, составляя в среднем 3,3 м. Пласт, как правило, представлен одним слоем. Непроницаемый раздел между пластами составляет 1,8-3 м.

На Краснооктябрьском месторождении нефтеносность бобриковского горизонта связана с залежами, заполняющими размытые поверхности турнейсого яруса, так называемые «врезы», индексируемые как Cjbbo.

Пласты Сьь залегают пачками, состоящими из 2-3 продуктивных пропласт-ков. Толщина пропластков составляет от 2,4 до 7,2 м, составляя в среднем 3,7 м. Коэффициент расчлененности горизонта 2. Общая высота относительно ВНК изменяется (по скважинам) от 2 до 22 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 2.2 до 7 м.

Таблица 2.1. Характеристика пластов-коллекторов Краснооктябрьского месторождения.

3. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов.

Изучение физико-химических свойств нефтей Краснооктябрьского месторождения проводилось по глубинным и поверхностным пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть, региональной аналитической лаборатории ТГРУ, нефтесырьевой лаборатории ВНИУСа.

В таблице 3.1 приведены данные по физико-химическим свойствам пласто­вой нефти, в таблицах 3.2 и 3.3 соответственно свойства проб нефти отобранных в поверхностных условиях и свойства пластовых вод.

Таблица 3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и фракционный состав газа

Из приведенных анализов следует, что нефти Краснооктябрьского месторождения относятся к тяжелым, высоковязким, сернистым. Плотность в пластовых условиях варьирует от 0,82 до 0,92, составляя в среднем 0,896 т/м³; плотность дегазированной нефти - от 0,88 до 0,94 при средней величине 0,91 т/м³. Среднее содержание серы 3,5 %. Вязкость в пластовых условиях составляет: для верейского горизонта 50 тПа*с, для башкирского яруса 170 тПа*с, для тульского горизонта 38 тПа*с, для бобриковского горизонта 64 тПа*с, для турнейского яруса 37.5 тПа*с. Газовый фактор незначителен, от 4,7 м³/т в залежах верейского горизонта и башкирского яруса до 11,6 в залежах турнейского яруса.

Подземные воды по химическому составу относятся хлоркальциевому типу. Общая минерализация с глубиной залегания возрастает от 192 г/л в верейских от­ложениях до 237 г/л в отложениях турнейского яруса.

Таблица 3.2 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Таблица 3.3 Физико-химические свойства пластовых вод