Дипломная работа: Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

Содержание

• Реферат
• Перечень условных обозначений
• Введение
• 1. Геологическое строение и характеристика месторождения им. Р.С. Мирзоева
• 1.1 Основные сведения о месторождении
• 1.2 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
• 1.2.1 Стратиграфия
• 1.2.2 Тектоника
• 1.2.3 Коллекторские свойства основных продуктивных горизонтов
• 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
• 1.4 Запасы нефти и газа
• 1.5 Динамика основных показателей разработки
• 1.5.1 Характеристика фонда скважин
• 1.5.2 Динамика основных показателей разработки
• 1.5.3 Анализ реализуемой системы разработки
• 2. Анализ эффективности работы скважин оборудованных ЭЦН месторождения Мирзоева
• 2.1 Основные виды оборудования, применяемые для добычи нефти на месторождении
• 2.2 Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.3 Анализ основных осложнений, возникающих при добыче нефти ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.4 Мероприятия, применяемые в НГДУ для борьбы с осложнениями при добыче нефти ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.5 Анализ наработки на отказ фонда скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.6 Подбор оборудования и оптимизация работы скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.6.1 Цель оптимизации (причина)
• 2.6.2 Методика подбора оборудования на промыслах
• 2.6.3 Методика подбора УГНТУ
• 2.6.4 Расчет подбора оборудования
• 2.7 Выводы и рекомендации
• 3. Экономическая часть
• 3.1 Характеристика технико-экономических показателей
• 3.2 Структура предприятия
• 3.3 Методика расчета
• 3.4 Расчет
• 4. Охрана труда
• 4.1 Охрана труда при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН
• 4.2 Обеспечение пожарной безопасности
• 4.3 Обеспечение электробезопасности
• 4.4 Обеспечение безопасности эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением
• 4.5 Производственная санитария
• 4.6 Защита рабочих, служащих и инженерно-технического комплекса предприятия в ЧС
• 4.6.1 Комплекс профилактических мероприятий
• 4.6.2 Способы защиты рабочих и служащих в ЧС
• 4.6.3 Обеспечение защиты инженерно-технического комплекса в ЧС
• 5. Мероприятия по охране окружающей среды
• 5.1 Контроль состояния и охрана атмосферного воздуха
• 5.2 Контроль состояния и мероприятия по охране водных объектов
• 5.3 Мероприятия по охране почв, рекультивации земель
• Заключение
• Литература
• Приложения
• Приложение А
• Приложение Б
• Приложение В
• Приложение Г
• Приложение Д
• Приложение Е
• Приложение Ж
• Приложение И
• Реферат
• месторождение геологический нефть добыча
• Дипломный проект 127 с., 28 рис., 29 табл., 11 источников, 8 приложений.
• установка электроцентробежного насоса, Динамический уровень, глубина спуска насоса, пластовое давление, межремонтный период, дебит.
• Объектом исследования являются добывающие скважины месторождения им. Р.С. Мирзоева, оборудованные установками электроцентробежных насосов.
• В процессе работы был проведен анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН.
• В результате анализа был предложен вариант перевода скважин на работу установками ЭЦН фирмы Shlumberger.
• Расчет показал эффективность предложенного перевода. Эффективность достигается за счет увеличения дебитов и увеличения межремонтного периода.
• Предлагается продолжить оптимизацию режима работы путем замены действующих УЭЦН на установки ЭЦН REDA фирмы Shlumberger.
• Перечень условных обозначений
• НГДУ - нефтегазодобывающее управление;
• ЭЦН - электроцентробежный насос;
• УЭЦН - установка электроцентробежного насоса;
• МРП - межремонтный период;
• ШГН - штанговый глубинный насос;
• НКТ - насосно-компрессорные трубы;
• КВЧ - количество взвешенных частиц;
• ПЭД - погружной электродвигатель;
• КУПНА - комплектное устройство погружного насосного агрегата;
• ТМПН - трансформатор масляный для погружных насосов;
• КПБП - кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный плоский;
• ОУЭН - оборудование устьевое электроцентробежных насосов;
• НБЗ - начальные балансовые запасы;
• ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» - общество с ограниченной ответственностью «Роснефть-Сахалинморнефтегаз»;
• ППД - поддержание пластового давления;
• ПДК - постоянно действующая комиссия;
• ППУ - передвижная парогенераторная установка;
• АДП - агрегат для депарафинизации скважин;
• Введение
• Для реализации задач нефтегазодобычи необходимо рационально вести разработку месторождений. Среди основных задач рациональной разработки важную роль играет выбор способа эксплуатации скважин.
• Выбор способа эксплуатации скважин начинается с анализа информации о геологических характеристиках месторождения, о свойствах нефти, газа и воды, их расходах и т. д., на основании которых определяют техническую возможность применения различных способов эксплуатации скважин.
• При определении способа эксплуатации скважин приходится учитывать большое число различных факторов: технико-технологических, геологических, климатических, экономических, социальных и др. Каждая группа факторов прямо или косвенно влияет на выбор того или иного способа эксплуатации скважин в данном регионе и может быть определяющей при принятии окончательного решения.
• Если при данной совокупности условий добычи нефти оказывается приемлемым единственный способ эксплуатации скважин, то анализ на этом заканчивается. Если же возможно применение нескольких способов, то для окончательного выбора используются экономические или другие критерии.
• Таким образом, при проектировании добычи нефти необходимо знать преимущества и недостатки различных способов эксплуатации скважин, а также иметь методики их технико-экономического расчета.
• Но и после того, как сделан окончательный выбор способа эксплуатации, продолжается работа по оптимизации работы скважин. С течением времени изменяются условия эксплуатации: падает пластовое давление, растет обводненность продукции, меняется газовый фактор, происходят изменения в призабойной зоне пласта и т. д. Кроме того, появляются новые виды оборудования, меняются экономические условия. То, что было выгодно 10-15 лет назад, становится нерентабельным.
• Проведение оптимизации - процесс непрерывный. Новыми данными промысловых исследований скважин дополняют изменяющиеся условия эксплуатации. Если не отреагировать на происходящие изменения, то могут вырасти потери в добыче нефти вплоть до полной нерентабельности эксплуатации скважины.
• 1. Геологическое строение и характеристика месторождения им. Р.С. Мирзоева

1.1 Основные сведения о месторождении

Месторождение им. Мирзоева расположено в Ноглинском районе Сахалинской области на побережье Дагинского залива охотского моря, в 35 км к северу от районного центра пгт Ноглики и 155 км от города Оха.

Связь с месторождением им. Мирзоева осуществляется по грунтовой и узкоколейной железной дорогам, проходящим по западным границам площади.

Головные сооружения по подготовки нефти, нефтепровод Даги - Погиби находятся на железнодорожной станции Даги, в 8-ми км к югу от месторождения. Головные сооружения по подготовки газа и газового конденсата находятся непосредственно на площади.

Площадь месторождения им. Мирзоева представляет собой прибрежную равнину, понижающуюся с запада на восток. Абсолютные отметки поверхности варьируют от 10 до 30 метров.

Гидрографическая сеть района представлена рекой Эвай с притоками и ручьями Плесовым и Тапауна.

Река Эвай протекает в широтном направлении, пойменная долина составляет в среднем 2,5 км в ширину при ширине реки 15-30 метров.

Долины реки и ручьёв заболочены.

Климат района прибрежно-морской, летом и зимой выпадает много осадков. Температура летом колеблется от +10є С до 25є С, зимой от-10є С до -30є С.

Восточно-Эвайская антиклинальная структура, контролирующая месторождение, подготовлена к поисково-разведочному бурению сейсморазведочными работами в 1982 году. Месторождение открыто в апреле 1984 года разведочной скважиной № 6, на которой при опробовании XIX горизонта дагинской свиты был получен фонтан нефти с газом. В процессе разведки продуктивные скважины вводились в пробную эксплуатацию, которая продолжалась до 1987 года. С конца 1987 года месторождение введено в промышленную эксплуатацию сроком на пять лет на оперативно подсчитанных запасах углеводородов.

Рис. 1.1 Обзорная карта месторождений Северного Сахалина и сахалинского шельфа

До 1988 года все скважины месторождения эксплуатировались фонтанным способом. С 1988 года после завершения фонтанирования ряда скважин, начали использовать погружные электроцентробежные насосы. В девяностых годах начали применять газлифтный способ эксплуатации.

В настоящее время месторождение разрабатывается в основном с помощью газлифта и ЭЦН. Штанговые насосы на месторождении не принесли ожидаемого эффекта. С 2003 года штанговым насосом эксплуатируется всего одна скважина.

Залежи XXI, XVIII, XIX пластов разрабатываются с поддержанием пластового давления. На месторождении закачивается только подтоварная вода.

Обводнение продукции скважин в целом по месторождению достигло 85 % и продолжает расти. Большие глубины скважин, парафинистая нефть, низкие пластовые давления осложняют добычу нефти на месторождении. В этих условиях значительную помощь оказывают насосы фирмы Shlumberger, позволяющие увеличивать глубину спуска насосов до 3000 метров и более.

1.2 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями дагинской свиты. В её разрезе выявлено 18 продуктивных горизонтов - II, III, VI, VII, VIII, X, XIII, XIV-XX, XXII, XXIII. Всего на месторождении выявлено 53 залежи. Все залежи пластово-сводовые, тектонически-экранированные, полнопластовые.

По характеру и фазовому состоянию углеводородов залежи разделяются на:

· Нефтяные.

· Газоконденсатные (с газовой шапкой).

· Нефтегазоконденсатные (с нефтяной оторочкой).

Из 18 продуктивных горизонтов во II, III, IV, VII, XV, XVII пластах установлено наличие залежей газа, остальные содержат залежи нефти и газа.

Из 53 залежей на месторождении -16- нефтяных, 24- газоконденсатных, 13-нефтегазоконденсатных.

Продуктивность горизонтов установлена в 6-ти блоках: 2, 3, 4, 4а, 5, 6. Наибольшее количество продуктивных горизонтов (15) содержится в 5 - ом блоке в 3 блоке -4 продуктивных горизонта, во 2 - 10, в 6-ом - 3, в 4-ом блоке - 5, в 4а-1. Высота залежей изменяется в диапазоне от 50 до 230 метров. Наибольшими высотами характеризуются залежи, приуроченные к 3 и 5 блокам, имеющим и большие размеры. Высота залежей основных продуктивных горизонтов (XI- XIX) изменяется от 100 до 230 метров.

Все изученные структуры района характеризуются пластовыми давлениями в породах-коллекторах комплекса соответствующими нормальному гидростатическому. Только на участке сопряжения Монгинской и Паромайской антиклиналей вскрытые залежи УВ на Усть-Эвайской площади залегают в резервуарах дагинской свиты с аномально высокими давлениями.

1.2.1 Стратиграфия

Пробуренными на месторождении скважинами вскрыты отложения нутовской (3100 м), окобыкайской (600-1650 м), дагинской (1500 м) и уйнинской свит неогенового возраста.

Уйнинская свита сложена преимущественно прослоями алевролитов и песчаников. Вскрытая мощность- 170 метров.

Разрез дагинских отложений представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород с преобладанием песчаных (60-70%). Породы коллектора сложены песчаниками мелко- среднезернистыми, часто алевролито-глинистыми с прослоями алевролитов разной степени песчанистости и глинистости. Иногда встречаются прослои песчаников крупнозернистых, крепко сцементированных.

Всего в разрезе выделено 25 песчаных горизонтов, толщина которых изменяется от 5-15 до 50-105 метров. Толщина глинистых разделов колеблется от 2-6 до 20-40 метров.

Характерной особенностью дагинских отложений является уменьшение мощности всего разреза и песчаных горизонтов в северо-восточном направлении. Так, например, мощность пачки пластов V-VIII составляющая 185 метров в скважине № 68 на юге, уменьшается к северу в скважине № 16 до 110 метров, а пачка X-XVI пластов мощностью 210 метров в скважине №60 сокращается до 156 метров в скважине № 16, мощность пачки пластов XIII-XVIII с 220 метров в скважине № 13 уменьшается к северо-востоку до 190 метров в скважине № 15. Кроме этого установлен размыв кровли дагинских отложений. Так, например, в скважинах №№ 19, 50, 63 разрез начинается со II горизонта, в скважинах №№ 15, 57 - с III, в скважинах №№ 68, 49 - IV, в скважинах №№ 11, 14, 40, 41, 44, 54 - c V, в скважинах №№ 46, 47 - c VI, в скважинах №№ 17, 43, 48, 55, 72 - c VII, в скважинах №№ 12, 20 - c VIII. Причем связывать отсутствие верхней части разреза в этих скважинах с разрывными нарушениями не представляется возможным. Таким образом, глубина разрыва увеличивается в северо-западном и западном направлениях в сторону подъёма структуры.

Окобыкайская свита литологически представлена монотонной глинистой толщей с включениями маломощных (до 5 метров) песчано-алевролитовых прослоев. Отложения окобыкайской свиты являются региональной покрышкой. Вскрытая мощность окобыкайской свиты на месторождении изменяется в значительных пределах: в условиях приподнятого восточного крыла составляет 600-700 метров, опущенного до 1650 метров.

Нутовская свита представлена толщей песчаных пород (пески, слабоуплотнённые песчаники, алевролиты). Глинистые породы имеют подчиненное значение и встречаются в виде пластов небольшой мощности.

Таблица 1.1

Литологическая характеристика разреза скважины

Таблица 1.2

Коэффициент каверзности

1.2.2 Тектоника

В общетектоническом плане Сахалина месторождение им. Р. С. Мирзоева расположено на восточном крыле Дагинской антиклинальной зоны, осложняющей восточное погружение Сахалинского антиклинария, характеризующегося несогласием структурных планов нутовско-окобыкайского комплексов отложений. Здесь отчетливо выделяются два структурно-стратиграфических комплекса: нутовско-окобыкайский и дагинско-мачигарский. Для первого характерно широкое развитие разрывов сжатия (взбросов), для второго - разрывов растяжения (сбросов). По нутовско-окобыкайским отложениям месторождение приурочено к юго-восточному окончанию Паромайской антиклинальной зоны, а по дагинско-мачигарскому - окончанию Монгинской антиклинальной зоны и западному борту Чайвинского пролива.

В тектоническом отношении месторождение представляет собой (по дагинским отложениям) погребённую полуантиклиналь северо-западного направления, западное крыло и свод которой осложнены крупноамплитудным разрывным нарушением. Наличие разрыва установлено по выпадению верхней части дагинской свиты. Плоскость сместителя падает на запад под углом 35-60є. Приподнятое восточное крыло имеет хорошо выраженную форму, углы наклона пластов вблизи разрыва составляют 10-15є, увеличиваясь по мере удаления на восток до 25є. Шарнир складки погружается на юг под углом 8-12є.

Разрывными нарушениями северо-восточного простирания месторождение разбито на 6 тектонических блоков разной величины, каждый северный из которых опущен относительно южного.

Всего на месторождении выявлено 9 разрывов, из них два подсечены в одной, один в двух, остальные в трёх и более скважинах. Все нарушения имеют сбросовый характер амплитудой от 30 до 220 метров. Разрыв, разделяющий второй и третий блоки, амплитудой 20-40 метров, по-видимому, является проводящим для залежей нефти и газа XII и XVI горизонтов.