хорошо
Информация о работе
Подробнее о работе
Восстановление дебита скважины №31 Ванкорского нефтяного месторождения переходом с фонтанного на газлифтный способ эксплуатации
- 57 страниц
- 2016 год
- 505 просмотров
- 0 покупок
Гарантия сервиса Автор24
Уникальность не ниже 50%
Фрагменты работ
ВВЕДЕНИЕ
По мере разработки месторождения условия эксплуатации скважин ухудшаются: обводняется продукция – увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту забойного и устьевого давлений, уменьшается эффективный газовый фактор и увеличивается потребный удельный расход газа. При отсутствии применения или не достаточной эффективности ППД возможно уменьшение пластового давления, а также соответственно забойного и башмачного давлений, что вызывает увеличение удельного расходного. Это приводит к нарушению условия фонтанирования.
С увеличением забойного давления уменьшается удельный расход газа, поэтому осуществлением ППД продлевается период фонтанирования до наступления определенной обводненности, а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100%-ной обводненности продукции.
Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным.
В данной работе я рассмотрю переход от фонтанного способа эксплуатации скважины на газлифтную эксплуатацию.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение……………………………………………………………………….. 5
1 Общие сведения о ванкорском месторождении 6
1.1 Краткое геологическое строение Ванкорского месторождения 6
1.2 Литолого-стратиграфический разрез Ванкорского месторождения 10
1.3 Нефтегазоносность Ванкорского месторождения 11
1.4 Испытания скважин, пробуренных на Ванкорском месторождении 12
1.5 Физико-химическая характеристика флюидов 15
1.6 Общая физико-литологическая характеристика продуктивных пластов 16
1.7 Физические свойства нефти и газа 19
2 Фонтанная эксплуатация скважины №31 Ванкорского месторождения 22
3 Перевод скважины №31 Ванкорского месторождения с фонтанной эксплуатации на газлифтную 23
3.1 Обоснование выбора газлифтного способа эксплуатации 23
3.2 Преимущества и недостатки газлифтной эксплуатации 26
3.3 Операции перевода скважины №31 Ванкорского месторождения 28
4 Газлифтная эксплуатация скважин 29
4.1 Принцип действия, схемы и область применения газлифта 31
4.2. Пуск газлифтной скважины 37
4.3. Глубинные газлифтные клапаны 39
4.4. Оборудование газлифтных скважин 42
4.5. Газоснабжение и газораспределение при газлифтной эксплуатации 45
5 Технико-экономические показатели 48
5.1. Расчет прироста добычи нефти в результате перевода скважины с фонтанного на газлифтный способ эксплуатации 48
5.2. Расчет себестоимости одной тонны нефти по статьям калькуляции 50
5.3 Расчет показателей эффективности перевода скважины с фонтанного на газлифтный способ эксплуатации 53
5.4. Технико-экономические показатели эффективности перевода скважины с фонтанной на газлифтную эксплуатацию 54
5.5. Вывод по расчету 55
Заключение 56
Список использованных источников 57
На основании данных, приведенных в таблице, мы видим, что после перевода скважины с фонтанного способа добычи на газлифтный, суточный дебит увеличивается на 10 тонн. При этом годовой прирост добычи нефти составил 3215 тонн. Это предопределяет снижение себестоимости одной тонны нефти на 464,24 рублей и позволит увеличить условно-годовую экономию на 1736082,81 рубля, а прирост прибыли составит 5536432,71 рублей. Дополнительные капитальные вложения связаны с приобретением оборудования, но они окупаются за 1,14 года. Следовательно, перевод скважины с фонтанного способа добычи на газлифтный экономически целесообразен.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1999.
2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ. 2003.
3. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидродинамика. – М.: Недра, 1993.
4. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке нефти и газа. – М.: Грааль, 2002.
5. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971.
6. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1986.
7. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. – М.: Недра, 1974.
8. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов. – М.: Недра, 2002.
9. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р. Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. - Казань: Таткнигоиздат, 1989.
10. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. -М.: Гостоптехиздат, 1953.
11. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа. – М.: Недра,1985.
12. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2000.
13. Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39 – 0147035 – 202 – 87. – М.: Б.и., 1987 – 46 с.
14. Оркин Г. К., Кучинский П. К. Физика нефтяного пласта. - М.: Гостоптехиздат, 1955. - 299 с.
15. Юрчук А.Н., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1974.
16. Ивановский В.Н. Нефтегазопромысловое оборудование. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.
17. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. – М.: Недра, 2003.
18. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. – М.: Недра, 1976.
19. Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1987.
20. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра,1977.
21. Бухаленко В. Г. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. – М.: Недра, 1991.
Форма заказа новой работы
Не подошла эта работа?
Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям
