Платная доработка на тему Оформление работы по методичке Анализ аварийности уэцн в нгду «лянторнефть»

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ. 6

1
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 8

1.1
Географическая характеристика района работ. 8

1.2
Краткая геологическая характеристика месторождения. 8

1.3
Характеристика продуктивных пластов. 10

1.4
Свойства пластовых жидкостей и газов. 13

2
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 16

2.1 Сопоставление фактических и проектных показателей. 16

2.2
Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН.. 22

2.3
Назначение, устройство и область применения УЭЦН.. 25

3
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ. 30

3.1
Анализ показателей использования фонда скважин, оборудованных УЭЦН   30

3.2 Анализ
работы и причин отказов скважин с УЭЦН.. 31

3.3
Мероприятия направленные для уменьшения преждевременных отказов. 36

3.4
Мероприятия по увеличению МРП скважин, оборудованных УЭЦН.. 37

3.5
Мероприятия по сокращению количества неэффективных ремонтов скважин,
оборудованных УЭЦН.. 37

4
ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.. 40

4.1
Требования безопасности при обслуживании скважин оборудованных УЭЦН   40

4.2
Охрана окружающей среды при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН   43

4.3
Охрана недр и окружающей среды при добыче нефти и газа. 44

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 46

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК   47

Введение:

Освоение и эксплуатация
месторождений сопровождается ростом числа скважин и глубиной бурения, одновременно
с ростом общего фонда скважин, и особенно механизированного, значительно увеличиваются
затраты на их ремонт, что доказывает необходимость повышения надежности работы внутрискважинного
оборудования.

В данной выпускной квалификационной
работе рассматривается анализ работы и причины отказов скважин,
оборудованных УЭЦН, мероприятия по увеличению межремонтного периода, мероприятия
по сокращению количества неэффективных ремонтов скважин, Лянторского месторождения.
Так же рассматриваются требования безопасности при обслуживании скважин, охрана
недр и окружающей среды при добыче нефти и газа.

Области применения различных
видов нефтедобывающего оборудования основывается на теоретических расчетах рабочих
параметров скважинных насосов и подземного оборудования на основании данных для
оптимального режима работы установок добычи нефти. Эти характеристики будут ухудшаться
по мере износа оборудования и ухудшения условий эксплуатации.

При эксплуатации скважин
погружными электроцентробежными насосами режим работы установки со временем изменяется.
Пластовое и забойное давление, обводненность, физико-химические свойства пласта
и пластовой жидкости не постоянны и меняются в течение всего периода эксплуатации.

В НГДУ «Лянторнефть»
основными причинами отказов УЭЦН являются: эксплуатация на срыве подачи, солеотложение,
снижение изоляции плоского удлинителя, засорение насоса и эксплуатация со снижением
дебита.

Целью выпускной квалификационной
работы является комплексный анализ причин отказов УЭЦН, в частности, в НГДУ «Лянторнефть»,
на Лянторском месторождении, а также рассмотрение возможных методов продления безаварийной
работы электроцентробежных установок.

Поставленная цель достигается
путем решения следующих задач в определенной последовательности:

— дать детальное представление
о УЭЦН, рассмотреть его основные возможности, описать отдельные элементы, режимы
работы, рассмотреть процесс подбора УЭЦН к скважине;

— рассмотреть какие именно
элементы УЭЦН могут выходить из строя, найти наиболее подверженные поломкам элементы;

— изучить основные факторы
(причины), осложняющие работу УЭЦН, приводящие к его поломкам, описать некоторые
способы уменьшения вредного воздействия этих факторов.

При написании выпускной квалификационной работы использована нормативно-справочная
литература, фондовый материал НГДУ «Лянторнефть» и учебная литература.

Заключение:

В НГДУ «Лянторнефть»
эксплуатационный фонд УЭЦН отечественного и импортного производства скважин за два
года вырос на 114 скважин за счет ввода новых скважин из бурения.

Для повышения эффективности
и надежности работы скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо выполнять следующие
мероприятия:

— на скважинах, вводимых
в эксплуатацию после бурения, ГРП, ЗБС в случае низкой продуктивности пласта вывод
на режим производить с помощью станций управления с частотным преобразованием;

— продолжить внедрение
погружных термоманометрических систем для установок ЭЦН с возможностью настройки
защит по величине давления на приеме насоса и температуры ПЭД;

— при выводе установки
ЭЦН на режим своевременно изменять значение установок токовых защит в соответствии
с изменением рабочего тока;

— в случае частых отключений
запуск установки производить после совместного с ЦБПО ЭПУ определения причины срабатывания
защиты;

— при внедрении установки
ЭЦН в скважины с малым дебитом заказывать комплектацию установок термостойкими плоскими
удлинителями (температура до 230 градусов);

— на скважинах погружением
насоса под динамический уровень менее 400 метров заказывать УЭЦН в комплекте с погружной
термоманометрической системой (ТМС);

— во избежание солеотложения
на рабочих органах не допускать длительного простоя УЭЦН после срыва подачи;

— на скважинах, заведомо
работающих в периодическом режиме вместо ЭЦН-30 применять установки УЦН-50 для уменьшения
вероятности полного закупоривания полостей, рабочих органов насоса;

— при оптимизации оборудования
в сторону увеличения напорно-расходных характеристик в сочетании с заглублением
установок ЭЦН после шаблонирования эксплуатационной колонны производить промывку
скважин с полной заменой объема жидкости;

— на скважинах с повышенным
содержание механических примесей в пластовой жидкости применять установки ЭЦН двухопорной
конструкции;

— выполнять требования
технологического регламента всеми службами;

— продолжить внедрение
УЭЦН с износостойкими рабочими органами;

— не допускать эксплуатацию
УЭЦН вне зоны рабочих характеристик;

— правильно осуществлять
подбор УЭЦН к конкретной скважине, учитывая при эксплуатации напорную характеристику
насоса, содержание КВЧ, данные разбора оборудования за предыдущие ремонты;

— комплектовать УЭЦН
газосепараторами в износостойком исполнении.

Фрагмент текста работы:

1
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1
Географическая характеристика района работ На Лянторском месторождении гидрографическая сеть развита широко
и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера
и болота различных размеров. Озера занимают 22% территории месторождения. Наиболее
крупные озера: Энтьлор, Токтурылор, Монкетлор, Сыхтынглор, Киуснэлор, Неримлор и
другие.

На территории месторождения судоходна лишь река Пим. Большая
часть территории покрыта труднопроходимыми болотами, на северо-востоке отличается
сплошная озерно-болотная система.

Лесные массивы расположены вдоль реки и на водоразделах участками
среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы,
сосны и березы.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная и
снежная, часты метели и снегопады, толщина снежного покрова достигает 1,5 метров.
Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Среднегодовые температуры в районе
месторождения составляют –30, –40С.

Районный центр г. Сургут является крупным речным портом в Среднем
Приобье, связан железной дорогой с городами Тюмень, Нижневартовск, Тобольск, Новый
— Уренгой. Город связан авиалиниями со многими крупными населенными пунктами севера
и юга области, а также с европейской частью страны.

Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает
одного человека на 1 км2, коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы)
занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы
местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и
добыче нефти. В непосредственной
близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу
реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 80 километров
к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омск
проходит в 75 километрах к юго-востоку от месторождения. С развитием работ по разработке
и добыче нефти и газа район получил значительные перспективы для экономического
развития всего народного хозяйства. 1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения В основу стратиграфического расчленения разреза осадочного чехла положена
унифицированная стратиграфическая схема мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской
равнины, утвержденная МСК СССР 30 января 1991 года. Разрез
мезозойских отложений уточнен и дополнен результатами 6-го Межведомственного стратиграфического
совещания (Новосибирск, 2003 год), утвержденного МСК РФ в 2004 году. На Алехинском
месторождении вскрытая толщина пород палеозойского фундамента составляет 140 м.
Породы палеозойского фундамента
представлены по данным скважины 3052 брекчией серой, светло-серой, плотной, с редкими
прожилками кальцита, отмечаются включения биотита, к низу слоя появляются включения
кальцита и хлорита.

Юрские отложения, J

включают тюменскую и баженовскую свиту.
Нефтеносной являются тюменская
(пласт ЮС2) и баженовская (ЮС0)
свиты.

Меловые отложения, K

Нижний отдел, K1

представлен сортымской, усть-балыкской и сангопайской свитами.

В основании сортымской свиты залегает подачимовская пачка, представленная аргиллитами
темно-серыми с включениями обуглившихся растений.

Выше залегают отложения ачимовской
толщи, представленные чередованием песчаников и алевролитов серых с аргиллитами.
К песчаникам приурочены продуктивные пласты ачимовской толщи (АЧ1, АЧ2, АЧ3).

На отложениях усть-балыкской залегают
отложения сангопайской свиты. К ней приурочены нефтеносные песчаные пласты группы «А». В нижней части
сангопайской свиты выделяются песчаные пласты АС9, АС10,
АС111, АС11, АС12, являющиеся на Алехинском
месторождении промышленно нефтеносными.

Выше залегают не продуктивные алымская, покурская свиты.

Верхний отдел, K2

Толща верхнего мела — палеогена играет роль регионального
флюидоупора. В ее составе снизу вверх выделяются кузнецовская, березовская, ганькинская, талицкая, люлинворская, тавдинская,
атлымская, новомихайловская, туртасская свиты.

В свою очередь она перекрывается осадками континентального
палеогена (некрасовская серия) и четвертичными отложениями мощностью до 100 м.

Сургутский свод и осложняющие его структуры низких
порядков относятся к Центральной тектонической области. Для Центральной тектонической
области характерным признаком является преобладание структур с северо-западным и
северо-восточным простиранием. Согласно «Тектонической карте мезозойско-кайнозойского
ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы» (И.И. Нестеров и др., 1990
г.) В тектоническом отношении район Алехинского месторождения приурочен к структурам
III порядка — Алехинской, Северо-Алехинской, Западно-Алехинской
и Вонтлорской, входящим в состав Камынского куполовидного поднятия. По отражающему
горизонту «Б» все структуры оконтуривается сейсмоизогипсой –2740 м. По пластам группы
«А» наблюдается соответствие структурного плана по отражающим горизонтам «Д» и «Б»
и структурного плана, построенного по данным бурения, однако следует отметить, что
по горизонту «Б», в связи с небольшим количеством скважин, трудно сделать однозначный
вывод соответствия его с данными бурения. По пластам группы «А» наблюдается соответствие
структурного плана по отражающим горизонтам «Д» и «Б» и структурного плана, построенного
по данным бурения, однако следует отметить, что по горизонту «Б», в связи с небольшим
количеством скважин, трудно сделать однозначный вывод соответствия его с данными
бурения.

Детализация локальных поднятий, составляющих
Алехинское месторождение, проводилась посредством сейсморазведочных работ, выполненных
в 1967-2001 годах. Общая протяженность 2Д сейсмопрофилей по лицензионному участку
составляет 709 км, плотность наблюдений 1.767 км/км2. 1.3 Характеристика продуктивных пластов Коллекторские свойства
пласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость
изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости
536∙10-3 мкм2 при вариациях 1∙10-3 – 1493∙10-3мкм2
.

Эффективные толщины пласта
АС10 в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В их плановом
размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии
они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском – связываются
с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных
толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой
они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской
и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно
переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2, 4, 1, 13. Значительная
по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания
отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Характер изменения песчанистости
пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения
коэффициента песчанистости весьма широк и находится в пределах 0,2-1,0. Газонефтяные
залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского
месторождения и содержат основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов залежи
пласта АС10 выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего
Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две
залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение
контура к юго-востоку на 2 км.

Размеры залежи в пределах основной площади 57х19 км, высотой нефтяной оторочки
15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре – 44м, Январской – 35м, Востокинской
– 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м.
Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 м

Залежи пласта АС10
отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2
до 8 м и более, имеющим почти повсеместное распространение. Проницаемая часть пласта
АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями
песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские
свойства пласта АС10 изучены по 453 скважинам.

Открытая пористость изменяется
от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет
пористость 24-28%. Проницаемость изменяется от 1,3∙10-3 до 2735∙10-3
мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость
от 100∙10-3 до 500∙10-3 мкм2. Участки с проницаемостью
менее 100∙10-3 мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных
осложнений.

Коллекторские свойства
пласта АС10 определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости
составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1∙10-3
до 1493∙10-3 мкм2 при среднем значении 590∙10-3
мкм2.

Пласт АС9
выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением
в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7-8,
а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений
общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия,
а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных
толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к
северной периклинали Востокинского поднятия.

В геоструктурном отношении
отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС9
к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского
поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую
в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.

Залежи пласта АС9
характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого
пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.

В подсчете запасов газонефтяные
залежи пласта АС9 выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская
и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь)
и Тутлимской структур.

Основная залежь пласта
АС9 имеет размеры 72х22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки
на Лянторской структуре — 74 м, Январской- 48 м, Востокинской- 43 м.

Проницаемая часть пласта
АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.