хорошо
Информация о работе
Подробнее о работе
Снижение давления в затрубном пространстве
- 66 страниц
- 2014 год
- 416 просмотров
- 0 покупок
Гарантия сервиса Автор24
Уникальность не ниже 50%
Фрагменты работ
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1.1 Характеристика геологического строения.
1.2 Коллекторские свойства пластов.
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов.
2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ.
2.1 Характеристика фонда скважин.
2.2 Динамика технологических показателей разработки.
2.3 Анализ выработки пластов.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.
3.1 Влияние газа на работу насоса.
3.2 Движение газожидкостной смеси от забоя до устья скважины.
3.3 Оборудование применяемое для отачки газа из затрубного пространства.
3.3.1 Применение клапанного устройства.
3.3.2 Применение СОГ-1 для снижения давления в затрубном пространстве.
3.4 Расчёт ШСНУ и подбор оборудования.
3.5 Эффективность методов применяемых для снижения затрубного давления.
3.6 Выводы и предложения.
4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
4.1 Охрана труда и техника безопасности.
4.2 Противопожарная защита.
5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.
5.1 Мероприятия по охране недр окружающей среды.
6. ОРГАНИЗАЦИОННО -ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
6.1. Организация труда и рабочего места бригады ЦДНГ №4
6.2 Технико-экономические показатели ЦДНГ №4, их аналіз.
6.3 Расчет сметы затрат по ЦДНГ №4 НГДУ “ЛН ”
6.4 Расчет экономической эффективности внедрения насосных агрегатов малой производительности.
6.5. Выводы и предложения.
7. ЛИТЕРАТУРА.
ВВЕДЕНИЕ.
Основные месторождения Республики Татарстан вступили в позднюю стадию разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции, закономерным снижением уровней добычи нефти. Анализ текущих запасов нефти Татарстана показывает, что начальные потенциальные ресурсы использованы более чем на 90%, а доля трудно извлекаемых неуклонно растет, и превысила в настоящее время 80% от остаточных извлекаемых. На данном этапе ставится задача стабилизации уровня добычи нефти на достигнутом уровне в течение длительного времени (20-25 лет). Этого можно добиться путём работой над фондом скважин, которое заключается в поддержании их в работоспособном состоянии. На работу скважин влияет скопление газа в межтрубном пространстве. Это происходит при движении скважинной продукции от пласта к приему штангового глубинного насоса происходит частичное её разгазирование.
...
1.1. Характеристика геологического строения
Западно-Лениногорской площади.
Западно-Лениногорская площадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработки Западно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г. Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для Западно-Лениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный урівень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атм.
...
2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ.
2.1. Анализ технологических показателей разработки Западно-Лениногорской площади.
На дату анализа накопленная добыча нефти по работе скважин составила 65,113 млн. т. или 89,64 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,476. Попутно с нефтью отобрано 204,166 млн.т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции составила 83,4%, водонефтяной фактор - 3,13. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1971 –1972 гг. в размере 1,4 млн. т. при темпе отбора 6,5 % от начальных извлекаемых запасов. В 1991г. отобрано 360,45 тыс. т. ( темп 0,5 % НИЗ ). Среднегодовая обводненность продукции составила 83,5%, компенсация отбора жидкости закачкой: текущая – 106,9 %, с начала разработки – 105,8%. Водонефтяной фактор – 1,76.
По состоянию на 1.01.06г. из продуктивных пластов горизонта Д1 Западно-Лениногорской площади отобрано 267,460 млн. т. жидкости, с начала года 260 тыс.т.
...
2.2. Анализ выработки пластов.
С момента начала разработки площади отобрано 65,113 млн. т. нефти. Это 89,64% извлекаемых запасов. Начальные балансовые запасы по площади оцениваются в 139,692 млн.т. Основная добыча нефти осуществляется в результате дренирования запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, отбор из глинистых составляет 21%, из малопродуктивных – 4% . Состояние выработки запасов нефтяных пластов на 2 блоке в большинстве случаев лучше, чем на 1, это практически касается всех пластов по всем категориям коллекторов. Здесь следует отметить высокую степень отработки запасов нефти первой группы неглинистых коллекторов по пластам пачки " б " и пласту " в ". Так, например, по пласту " б1 " осталось отобрать 0,3% извлекаемых запасов, по пласту " в " – 1,6%.
...
3.1. Влияние газа на работу насоса.
Исследованиями было выявлено отрицательное влияние свободного газа на производительность стандартного штангового насоса при откачке газированной жидкости. Одним из отрицательных последствий влияния растворенного газа на работу штангового насоса является уменьшение его подачи и как следствие снижение производительности подземного оборудования. Попадающий в цилиндр газ занимает часть рабочего объема цилиндра и тем самым снижает подачу жидкости насосом. Происходит это следующим образом. При ходе плунжера вверх газонефтяная смесь заполняет весь объем цилиндра под плунжером, включая и вредное пространство, т.е. объем цилиндра, оставшейся под плунжером при его крайнем нижнем положении. С момента начала движения плунжера вниз при закрытом приемном клапане смесь, заполняющая цилиндр, сжимается до давления, соответствующего высоте подъема жидкости.
...
3.3.1 Применение клапанного устройства.
Скважинное клапанное устройство предназначено для перепуска газа из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. Устройство состоит из патрубка 1 с радиальным отверстием 2. На патрубке 1 посредством сварки закреплен полый корпус 3 клапана, в полость которого ввернуто седло 4 с осевым отверстием 5. В седле 4 клапана установлен шарик 6, подпружиненный пружиной 7. При спуске насосного оборудования в скважину клапанное устройство устанавливается между второй и третьей НКТ от устья1. Клапан открывается при перепаде давления между НКТ и затрубным пространством равным 3-4 атм. Работает устройство следующим образом. При повышении давления в межтрубном пространстве скважины, т.е. когда давление газа в затрубном пространстве скважины превышает давление в колонне НКТ на 3-4 атм., пружина 7 сжимается, шарик 6 открывает отверстие 5, через которое начинает поступать газ, стравливая тем самым давление в затрубном пространстве скважины.
...
3.4 Расчёт ШСНУ и подбор оборудования.
Исходные данные:
Решение:
1) Определяем фактический дебит скважин по уравнению
(4)
где К-коэффициент продуктивности
2) Определяем длину спуска насоса по формуле:
(5)
где плотность смеси,
определяется с учетом процентного содержания воды в нефти по формулам:
то , (6)
3) Определяем теоретическую подачу:
(7)
где коэффициент подачи
4) По диаграмме Адонина, зная объемную производительность и глубину спуска насоса, находим область, в которой находится станок-качалка и диаметр насоса для заданных условий:
5) Выбираем тип насоса с учетом глубины спуска. НСН-1 спускают до глубины 1200 м
6) выбираем
7) Выбираем по номограмме Грузинова конструкцию колонны штанг.
...
3.5 Эффективность методов применяемых для снижения затрубного давления.
Таблица 12. Показателли работы скважины до и после внедрения устройства.
N п/п
N скв
Дата внедрения
Дата извлечения
До внедрения
После внедрения
Доп.добыча
Qж
Qн
%
Нд
Рзат
Qж
Qн
%
Нд
Рзат
1
9300а
16.07.04
в работе
14
3,4
72
811
30
5
1,7
60
1020
6
-
2
39470
11.09.04
11.01.2005
22
11,3
40
976
15
10
5,6
35
731
12
-
3
39460
18.01.05
24.01.2006
10
3,8
56
420
30
12
3,4
67
470
12
-
29.01.06
07.06.2006
18
6,2
60
611
12
-
12.06.06
в работе
16
4,5
71
678
12
-
13.09.04
в работе
6
2,4
53
769
3
-
4
6227
01.10.04
28.01.2005
12
8
22
973
18
5
3
30
822
12
-
5
6034а
01.02.05
в работе
32
15,7
43
863
19
17
6,3
57
920
15
-
06.01.05
05.11.2006
17
2,6
82
517
8
-
6
6294а
07.11.06
в работе
9
6,8
12
1181
17
19
2,9
82
510
5
-
02.02.05
02.03.2006
5
3,3
23
476
7
-
7
16928
03.03.06
в работе
24
11
48
753
18
15
7,8
39
612
7
1
06.02.
...
1. Акульшин А.И., Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М: Недра, 1989.
2. Мухамедзянов А.К. Добыча нефти штанговыми насосами. М: Недра, 1993.
3. Бухаленко Е.И. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М: Недра, 1991.
4. Юрчук А.М. Расчёт в добыче нефти. М: Недра, 1979.
5. Коршин А.А. Основы нефтегазового дела. М: Недра, 1992.
6. Куцин П.В. Охрана труда на буровых и нефтегазодобывающих предприятиях. М: Недра, 1994.
7. Шарипов А.Х, Плошин Ю.П. Охрана труда в нефтяной промышленности. М: Недра, 1991.
8. Каплан Л.С. Безопасные технологии и техника безопасности в нефтедобыче. М: Недра 2002.
9. Горименкин В.А. Аланирование на предприятии.
10. Адамчук В.В. Организация и нормирование труда.
11. Лунаев В.Ф. Эклнлмика предприятий нефтяной и газовой промышленности.
Форма заказа новой работы
Не подошла эта работа?
Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям
