Помощь студентам в учебе
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВКИ ЭЦН НА ПРИМЕРЕ УРЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»
|
Аннотация 2
Содержание 3
Список условных обозначений и сокращений 5
Список иллюстраций 6
Список таблиц 7
Введение 8
1 Характеристика района работ 10
1.1 Географическое и административное положение месторождения 10
1.2 Физико-химические свойства Урьевского месторождения 11
1.3 Природно-климатические условия района месторождения 14
1.4 История освоения месторождения 15
2 Геологическая часть 17
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 17
2.2 Тектоника 22
2.3 Гидрогеологическая характеристика 24
2.4 Продуктивные пласты 28
2.5 Свойства пластовых жидкостей и газов 40
3 Техническая часть 45
3.1. Основные проектные решения по разработке Урьевского месторождения 45
3.2 Современное состояние разработки 48
3.3. Оборудование добывающего фонда скважин 51
3.4 Состояние контроля за разработкой месторождения 54
4.Технологическая часть 62
4.1. Конструкция скважин 62
4.2 Погружные центробежные насосы 65
4.3 Погружные электродвигатели 70
4.4 Гидрозащита погружных электродвигателей 75
4.5 Кабель для погружных электродвигателей 76
4.6 Подстанции трансформаторные комплексные серии КТППН 78
4.7 Устройства комплексные серии ШГС 5805 81
5 Специальная часть 84
5.1 Фонд скважин ЦДНГ -1 и его характеристика 84
5.2 Подбор оборудования и установление оптимального режима работы 87
5.3 Осложнения при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН 93
5.3.1 Парафинообразование и его влияние на работу УЭЦН 93
5.3.2 Методы предотвращения отложений парафина 94
5.3.3 Причины выпадения солей в скважинах 96
5.3.4 Методы борьбы с солеотложениями 97
5.3.5 Особенности эксплуатации наклонных скважин установками ЭЦН 101
5.4 Выводы и рекомендации по работе скважин, оборудованных УЭЦН 102
6 Организационно - экономическая часть 104
6.1 Оптимизация режима работы скважин, оборудованных УЭЦН 104
6.2 Расчет потока денежной наличности от применения 104
мероприятия НТП 104
7 Охрана окружающей среды 117
7.1 Оценка экологичности проекта 119
8 Заключение 126
Список использованной литературы 128
Содержание 3
Список условных обозначений и сокращений 5
Список иллюстраций 6
Список таблиц 7
Введение 8
1 Характеристика района работ 10
1.1 Географическое и административное положение месторождения 10
1.2 Физико-химические свойства Урьевского месторождения 11
1.3 Природно-климатические условия района месторождения 14
1.4 История освоения месторождения 15
2 Геологическая часть 17
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 17
2.2 Тектоника 22
2.3 Гидрогеологическая характеристика 24
2.4 Продуктивные пласты 28
2.5 Свойства пластовых жидкостей и газов 40
3 Техническая часть 45
3.1. Основные проектные решения по разработке Урьевского месторождения 45
3.2 Современное состояние разработки 48
3.3. Оборудование добывающего фонда скважин 51
3.4 Состояние контроля за разработкой месторождения 54
4.Технологическая часть 62
4.1. Конструкция скважин 62
4.2 Погружные центробежные насосы 65
4.3 Погружные электродвигатели 70
4.4 Гидрозащита погружных электродвигателей 75
4.5 Кабель для погружных электродвигателей 76
4.6 Подстанции трансформаторные комплексные серии КТППН 78
4.7 Устройства комплексные серии ШГС 5805 81
5 Специальная часть 84
5.1 Фонд скважин ЦДНГ -1 и его характеристика 84
5.2 Подбор оборудования и установление оптимального режима работы 87
5.3 Осложнения при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН 93
5.3.1 Парафинообразование и его влияние на работу УЭЦН 93
5.3.2 Методы предотвращения отложений парафина 94
5.3.3 Причины выпадения солей в скважинах 96
5.3.4 Методы борьбы с солеотложениями 97
5.3.5 Особенности эксплуатации наклонных скважин установками ЭЦН 101
5.4 Выводы и рекомендации по работе скважин, оборудованных УЭЦН 102
6 Организационно - экономическая часть 104
6.1 Оптимизация режима работы скважин, оборудованных УЭЦН 104
6.2 Расчет потока денежной наличности от применения 104
мероприятия НТП 104
7 Охрана окружающей среды 117
7.1 Оценка экологичности проекта 119
8 Заключение 126
Список использованной литературы 128
Нефтяная промышленность является важнейшей отраслью народного хозяйства. Доля нефти в энергетическом балансе страны значительна. Успешное решение задач экономического развития нашей страны в области нефтедобычи требует дальнейшего повышения эффективности методов разработки месторождений.
Основой научно-технической политики предприятия являются мероприятия по увеличению добычи нефти, выполнение геолого-технических мероприятий: ввод новых добывающих скважин, ввод новых скважин под закачку с целью поддержания пластового давления, методы повышения нефтеотдачи пластов, перевод нерентабельных скважин в бездействие, возвраты на другие горизонты, ремонтно-изоляционные работы и т.п.
В настоящее время более 40 % всей нефти нашего государства добывается установками погружных центробежных насосов (УЭЦН).
Технико-экономические показатели УЭЦН на различных месторождениях отличны друг от друга. Причины этого кроются в основном в условиях эксплуатации, определяющими из которых являются параметры добываемой жидкости из скважины.
Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения парафина и солей, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования нефтяной залежи.
Принципы добычи жидкости из скважин, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их.
В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.
Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как, воздействуя порознь или совместно, вызывают ухудшение техникоэкономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.
Изучение накопленного научного и производственного опыта позволяет выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов.
В этой области каждое нефтегазодобывающее предприятие ведет кропотливую работу. ТПП «Лангепаснефтегаз» этому направлению придает большое внимание. В этом дипломном проекте анализируется эксплуатация, скважин с УЭЦН, Урьевского месторождения ЦДНГ-1, приводятся методы по увеличению наработки на отказ УЭЦН и межремонтного периода этих скважин. Ввиду того, что 54 % эксплуатационного фонда скважин ЦДНГ-1 оборудованы установками электоро-центробежных насосов, раскрытие данной темы является актуальным.
Основой научно-технической политики предприятия являются мероприятия по увеличению добычи нефти, выполнение геолого-технических мероприятий: ввод новых добывающих скважин, ввод новых скважин под закачку с целью поддержания пластового давления, методы повышения нефтеотдачи пластов, перевод нерентабельных скважин в бездействие, возвраты на другие горизонты, ремонтно-изоляционные работы и т.п.
В настоящее время более 40 % всей нефти нашего государства добывается установками погружных центробежных насосов (УЭЦН).
Технико-экономические показатели УЭЦН на различных месторождениях отличны друг от друга. Причины этого кроются в основном в условиях эксплуатации, определяющими из которых являются параметры добываемой жидкости из скважины.
Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения парафина и солей, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования нефтяной залежи.
Принципы добычи жидкости из скважин, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их.
В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.
Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как, воздействуя порознь или совместно, вызывают ухудшение техникоэкономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.
Изучение накопленного научного и производственного опыта позволяет выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов.
В этой области каждое нефтегазодобывающее предприятие ведет кропотливую работу. ТПП «Лангепаснефтегаз» этому направлению придает большое внимание. В этом дипломном проекте анализируется эксплуатация, скважин с УЭЦН, Урьевского месторождения ЦДНГ-1, приводятся методы по увеличению наработки на отказ УЭЦН и межремонтного периода этих скважин. Ввиду того, что 54 % эксплуатационного фонда скважин ЦДНГ-1 оборудованы установками электоро-центробежных насосов, раскрытие данной темы является актуальным.
За 2017 год ЦДНГ-1 было добыто 1228451 тыс.тонн нефти. Большая доля (80,1%) приходится на добычу нефти, скважинами, оборудованными УЭЦН. Необходимо заметить, что чем лучше будут работать скважины, оборудованные УЭЦН, тем больше будет добыто ценного сырья - нефти. Анализируя работу установок электроцентробежных насосов ЦДНГ-1, можно выделить следующее:
Межремонтный период работы УЭЦН повысился с 485 суток (в 2015 году) до 625 суток по итогам 2017 года.
Скользящая наработка за 12 месяцев 2016 года повысилась на 11 суток и составила 487 суток против 476 суток в 2014 году.
Часто ремонтируемый фонд скважин, оборудованных УЭЦН за 2015 год снизился с 5 скважин, на начало года, до одной скважины на 1.01.2016 года. Необходимо отметить тот факт, что на данный момент, на 1.05.2017 года, часто ремонтируемый фонд скважин с УЭЦН в ЦДНГ-1 исключен полностью.
Однако есть направления, по которым необходимо сделать основной упор, для улучшения сложившейся ситуации. В 2016 году произошло 88 отказов УЭЦН, не отработавших гарантийный срок эксплуатации. Это на 5 отказов больше, чем было в 2015 году. Хотя, общее количество отказов УЭЦН в 2016 году уменьшилось и составило 190 против 202 отказов в 2015 году. Это говорит о том, что те мероприятия, которые проводятся в ЦДНГ -1 по работе со скважинами, оборудованных УЭЦН, выбраны правильно. В то же время, большой процент, ремонта скважин с УЭЦН, по вине ЦДНГ. Идет рост количества отказов по таким причинам как: снижения динамического уровня, засорение насоса, некачественный вывод на режим после ПРС и КРС. Положительный сдвиг в отказах по причине солеотложении. Если в 2015 году по этой причине было 24 отказа, то в 2016 году только 7 отказов. Методы и способы предотвращения солеотложении на рабочих органах и узлах УЭЦН выбраны правильно.
Возросло, также, количество преждевременных ремонтов по вине УРС - 12 в 2016 году против 6 в 2015 году. Все отказы по причине не герметичности НКТ. Здесь явно видно упущение в работе бригад Управления ремонта скважин в деле ревизии и отбраковке НКТ.
Межремонтный период работы УЭЦН повысился с 485 суток (в 2015 году) до 625 суток по итогам 2017 года.
Скользящая наработка за 12 месяцев 2016 года повысилась на 11 суток и составила 487 суток против 476 суток в 2014 году.
Часто ремонтируемый фонд скважин, оборудованных УЭЦН за 2015 год снизился с 5 скважин, на начало года, до одной скважины на 1.01.2016 года. Необходимо отметить тот факт, что на данный момент, на 1.05.2017 года, часто ремонтируемый фонд скважин с УЭЦН в ЦДНГ-1 исключен полностью.
Однако есть направления, по которым необходимо сделать основной упор, для улучшения сложившейся ситуации. В 2016 году произошло 88 отказов УЭЦН, не отработавших гарантийный срок эксплуатации. Это на 5 отказов больше, чем было в 2015 году. Хотя, общее количество отказов УЭЦН в 2016 году уменьшилось и составило 190 против 202 отказов в 2015 году. Это говорит о том, что те мероприятия, которые проводятся в ЦДНГ -1 по работе со скважинами, оборудованных УЭЦН, выбраны правильно. В то же время, большой процент, ремонта скважин с УЭЦН, по вине ЦДНГ. Идет рост количества отказов по таким причинам как: снижения динамического уровня, засорение насоса, некачественный вывод на режим после ПРС и КРС. Положительный сдвиг в отказах по причине солеотложении. Если в 2015 году по этой причине было 24 отказа, то в 2016 году только 7 отказов. Методы и способы предотвращения солеотложении на рабочих органах и узлах УЭЦН выбраны правильно.
Возросло, также, количество преждевременных ремонтов по вине УРС - 12 в 2016 году против 6 в 2015 году. Все отказы по причине не герметичности НКТ. Здесь явно видно упущение в работе бригад Управления ремонта скважин в деле ревизии и отбраковке НКТ.
Подобные работы
- ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВКИ ЭЦН НА ПРИМЕРЕ УРЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»
Дипломные работы, ВКР, газовые сети и установки. Язык работы: Русский. Цена: 6300 р. Год сдачи: 2018