На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


Диплом Повышение эффективности работы скважин с УЭЦН ОАО СНГ

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 28.05.2014. Сдан: 2008. Страниц: 150 + плакаты. Уникальность по antiplagiat.ru: 67.

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ

Задание на дипломное проектирование
Содержание
ВВЕДЕНИЕ 6
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ 7
1.1. Характеристика района работ 7
1.2. История освоения района 10
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 14
2.1. Геологическая характеристика месторождения 14
2.1.1. Стратиграфия 14
2.1.2. Тектоника 18
2.1.3. Нефтегазоносность 19
2.1.4. Гидрогеологическая характеристика месторождения 21
2.1.5. Температурные условия недр 24
2.1.6. Режимы залежей 24
2.2. Характеристика продуктивных пластов 25
2.2.1. Литологические особенности продуктивных отложений 25
2.2.2. Литолого-коллекторская характеристика продуктивных
горизонтов и пластов 27
2.2.3. Энергетическая характеристика залежей 33
2.3. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов 34
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 36
3.1. Принцип разработки Хохряковского месторождения 36
3.2. Основные проектные документы и решения 38
3.3. Принципиальная схема разработки месторождения 41
3.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения и фонда
скважин. Сравнение проектных и фактических показателей
разработки 43
3.5. Мероприятия по обеспечению запроектированных отборов и
закачек 53
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 56
4.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин 56
4.2. Конструкция глубинно-насосного оборудования скважин 61
4.2.1. Технологическая схема УЭЦН, принцип ее работы 61


5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 74
5.1. Учет и планирование отказов УЭЦН в ОАО «СНГ» 74
5.2. Расчет наработки и планирование наработки на отказ 76
5.3. Анализ состояния эксплуатации УЭЦН в ОАО «СНГ» 78
5.4. Анализ динамики работающего фонда с УЭЦН по типоразмерам 81
5.5. Виды отказов и наработка на отказ по УЭЦН 84
5.6. Анализ аварий с УЭЦН в 2006 г. 87
5.7 Анализ отказов часторемонтируемого фонда скважин 91
5.8. Анализ выполнения оптимизаций скважин 97
5.9. Подбор и расчет оборудования УЭЦН 101
6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 107
6.1. Экономическое обоснование мероприятий по замене ШГН на ЭЦН 107
6.2. Анализ чувствительности к риску мероприятий по оптимизации
технологических режимов 114
7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 123
7.1. Безопасность работающих 124
7.1.1. Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и
газовых месторождений 124
7.1.2. Технические требования к оборудованию и рабочему
инструменту, гарантирующему безопасность 124
7.1.3. Санитарные требования 125
7.1.4. Противопожарные требования и средства пожаротушения 130
7.1.5. Электробезопасность 131
7.1.6. Чрезвычайные ситуации 132
7.2. Орана окружающей среды и недр 134
7.2.1. Общие вопросы по охране окружающей среды 134
7.2.2. Мероприятия по охране окружающей среды на предприятии 136
7.2.3. Влияние проектируемых работ на окружающую среду 140
ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ 143
Литература 148


ВВЕДЕНИЕ

Самотлорское нефтегазовое месторождение было открыто в 1965 г. и после нескольких лет проведения разведочных работ в 1969 г. было введено в разработку. Самотлорское месторождение одно из крупнейших месторождений мира. С начала разработки месторождения добыто 2 млрд. 457 млн. тонн нефти. Месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризующееся высокой степенью выработки запасов (отобрано 74,4% начальных извлекаемых запасов нефти в целом, а по основным объектам до 86%), высокой обводненностью добываемой продукции (92%), продолжает оставаться жемчужиной Среднего Приобья в недрах которого находится более 800 млн.т. нефти и более 200 млрд.м3 газа. Сейчас ведется форсированный отбор жидкости. Поэтому на данный момент делается упор на более надежное оборудование для увеличения межремонтного периода, наработки на отказ и как следствие из этого, снижение затрат на подъем жидкости. На стабильную, надежную работу скважин с УЭЦН влияют множество факторов. При эксплуатации скважин меняются параметры пласта, призабойной зоны, свойства отбираемой жидкости (содержание воды, количество попутного газа и т. д.), количество мехпримесей, и как следствие, отсюда идет недоотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. Поэтому требуется периодически проводить анализ работы скважин оптимизационные расчеты и исследования скважин.
В данном дипломном проекте анализируется работа фонда скважин Самотлорского месторождения ОАО «СНГДУ-2», оборудованных УЭЦН. Проводится анализ отказов, аварий, оптимизаций и на основании выводов составлены мероприятия по увеличению наработки на отказ установок УЭЦН.
ВЫВОДЫ

Для эффективной и более надежной работы насосного оборудования, необходима постоянная работа с фондом скважин, правильный подбор оборудования, постоянное согласование режимов работы оборудования и пласта или залежи. Нужно стремиться к безаварийной работе оборудования (особенно чтобы не было «полетов» подземного оборудования), к увеличению межремонтного периода работы оборудования и скважины и наработки его на отказ. В результате анализа выявлены основные факторы, влияющие на наработку на отказ УЭЦН и определена основная стратегия и составлены мероприятия.


Основными отрицательными факторами, влияющими на наработку на отказ явились:
1. Эксплуатация УЭЦН в более жестких условиях выявила необходимость применения износостойкого оборудования (насосов, газосепараторов).
2. Отсутствие частотных преобразователей для регулировки работы УЭЦН как при выводе скважины на режим, так и во время эксплуатации.
3. Отсутствие датчиков контроля давления, температуры и вибрации УЭЦН при эксплуатации.
4. Отсутствие кабеля для УЭЦН с изоляцией выдерживающей работу в условиях повышенного давления и температуры.
5. Отсутствие защитных протекторов под кабель.
6. Отсутствие на растворных узлах эффективных блоков очистки растворов.
7. Отсутствие эффективного оборудования по очистке поверхности и внутренней полости НКТ.
8. Недостаточно организована работа по предупреждению солепарафино-отложений.
9. Недостаточное применение химреагентов солепарафиноотложений.
10. Неэффективное проведение очистки ПЗП – после проведения операций по очистке ПЗП, довольно часто при ВНР наблюдается высокое содержание мех. примесей.
11. Одним из основных отрицательных факторов является отсутствие должного, систематического контроля качества работ бригад.
Для увеличения межремонтного периода работы и наработки на отказ спущенного оборудования на Самотлорском месторождении рекомендуется организационные и технические мероприятия, а именно:
1. В соответствии с категорией осложняющих факторов необходимо
внедрение коррозионно- и износостойких УЭЦН (25% от работающего
фонда скважин). Для этого необходимо технологическим подразделениям
нефтепромыслов постоянно вести учет и разбивку осложненного фонда и
ежемесячно анализировать его работу.
2. На скважинах, склонных к возникновению повышенной вибрации
при работе глубинного насоса в целях предотвращения обрывов секций
УЭЦН необходимо оборудовать данные УЭЦН датчиками контроля
вибрации. Это позволит своевременно выявить неполадки и произвести
подъем оборудования, ведь в некоторых случаях расчленение секций
происходит без видимого изменения в режиме работы УЭЦН, таких как
подача, ток нагрузки.
3. Для частичного предотвращения попадания мех. примесей, при
каждом ремонте ПРС, КРС для пластов АВ1 АВ2-3, AB4-5, БВ8 наряду с
применением гидрожелонки, применять дополнительную промывку с
допуском НКТ и с полным объемом замещения жидкости в стволе скважины
включая контроль выноса мех. примесей. На скважинах с повышенным содержанием механических примесей рассмотреть возможность применения забойных фильтров-отсекателей для предотвращения прохождения их через насос.
4. Провести качественный анализ мех. примесей из скважин пласта АВ2-3, АВ4-5, AB1-3- Рассмотреть возможность на отдельных скважинах группы АВ применение технологии крепления призабойной зоны пласта для предотвращения его разрушения и выноса песка.
5. Чтобы полностью предотвратить отказы по причине насосно-
компрессорных труб, такие как негерметичность, обрывы по резьбовой части
необходимо полностью исключить отбраковку труб визуально, на устье
скважины. Все трубы должны проходить только через инструментальный контроль на базе по ремонту труб и поставляться на скважину с паспортом качества.
6. При снижении дебита ниже 30% от параметров, с которыми УЭЦН
вышла на установившийся режим работы, такие главные как подача насоса и
изменение токовой нагрузки поднимать на профилактический ремонт.
7. На скважинах по разным признакам склонных к авариям
продолжить внедрение различного рода дополнительных приспособлений,
устанавливаемых между секциями УЭЦН для усиления соединения – противоотворотные гайки, противополетные скобы, противополетные
хомуты и другие. Также внедрить экспериментально страховочные канаты из синтетического нефтестойкого и коррозионностойкого материала для предохранения насоса от полета на забой в случае обрыва одной из секций.
8. Организовать на Нижневартовской базе по ремонту энергетического оборудования (НБпоРиНЭО) дефектоскопию узлов УЭЦН, в особенности корпусов насосов, двигателей, ловильных головок с выдачей гарантийного срока в эксплуатационном паспорте.
9. Проводить шаблонировку жестким шаблоном d=140 мм и d=127
мм, длиной 25 м, соответственно для эксплутационной колонны 6" и 5", в
скважинах с набором кривизны выше допустимой по ТУ на эксплуатацию
УЭЦН.
10. Обеспечивать качественную подготовку скважины перед спуском
УЭЦН. При этом необходимо учитывать особенности данной скважины. По
скважинам, отработавшим более года желательно включать в план работ на
проведение ремонта следующие операции - чистку эксплуатационной
колонны скрепером или ершом с последующей промывкой ствола скважины,
нормализацию забоя желонкой.
11. Обеспечить вывод на режим скважин после ГРП с применением частотных преобразователей согласно «Методического указания по освоению новых скважин и скважин после ГРП установками ЭЦН».
12. Провести внедрение верхних шламоуловителей производства «Лемаз».
13. Провести внедрение опытной установки ЦУНАР-100 с вентильным двигателем.
14. Приобрести и внедрить фильтра ФЭС для защиты УЭЦН от мех. примесей.
15. Произвести закуп и внедрение ПЭДТ, гидрозащит термостойкого исполнения АО «АЛНАС».
16. Обеспечить применение термостойкого удлинителя КФБП-200 3*13,3 (EPOP) до 500 м.
17. Обеспечить внедрение насосов «REDA».
18. Организовать внедрение жидкостей глушения, позволяющих работать на скважинах после ГРП и при пониженном пластовом давлении.
19. Использовать при СПО НКТ смазки Р-402, P-426.
20. Обеспечить изготовление сросток из материала, удовлетворяющий действующим условиям эксплуатации.
21. Продолжить внедрение протекторов для защиты кабеля УЭЦН.

.............

Список использованной литературы


1. Проект разработки Самотлорского месторождения. СибНИИНП,
ВНИИ, 1981 г.
2. Проект разработки Самотлорского месторождения. Геологическое
строение продуктивных горизонтов. СибНИИНП, 1991 г.
3. Проблемы разработки Самотлорского месторождения. СибНИИНП,
1990 г.
4. Бойко В. С., Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых
скважин. – М., Недра, 1989 г.
5. Анализ работы насосного фонда скважин ОАО «СНГ». – Нижневар-товск, 2005-2006 гг.
6. Групповой рабочий проект № 501 на строительство
эксплуатационных скважин на Самотлорском месторождении. СибНИИНП,
1991 г.
7. Типовое оборудование устья скважин Самотлорского месторождения
ОАО «Нижневартовскнефтегаз». Нижневартовск, 1989 г.
8. Установки погружных центробежных насосов. – М.,
Цинтихимнефтемаш, 1990 г.
9. Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН по ОАО «СНГ». –
Нижневартовск, 2005 г.
10. Богданов А.А., Филиппов И.В.. Метод подбора погружного ЭЦН. – М., 1969 г.
11. Годовой отчет отдела разработки и мониторинга по СНГДУ-1. –
Нижневартовск, 2005 г.



Перейти к полному тексту работы



Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.