Геолого-эксплуатационная характеристика Тарасовского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Оптимизации работы установок штанговых глубинных насосов для снижения затрат на добычу нефти, увеличения дебита, увеличения межремонтного периода.
Анализ текущего состояния разработки 3.1 Состояние фонда скважин 3.2 Динамика отборов, закачки, обводненности 4. Общие сведения об установках штанговых глубинных насосов [УШГН] эксплуатируемых Тарасовское месторождение 5. Оптимизация работы скважин эксплуатируемых УШГН 6.1 Цели оптимизации 6.2 Методика НГДП используемая при подборе оборудования и установления режима работы скважин работающих с пониженными технико-технологическими показателями 6.2.1 Подбор ШГН по производительности и глубине спуска 6.2.2 Подбор интервала размещения 6.2.3 Рекомендуемое дополнительное оборудование ШГН 7. Оптимизации работы УШГН на скважинах Тарасовского месторождения 7.1 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №3253 7.2 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №1573 7.3 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №1817 Заключение Перечень сокращений, условных обозначений, терминов Литература ВВЕДЕНИЕ Как показал опыт эксплуатации УЭЦН на Тарасовском месторождение широкое применение существующих типоразмеров данных установок неэффективно из - за ограниченного дебита скважин. Применяемые газосепараторы из-за высокого газосодержания при максимально возможной глубине спуска УЭЦН не обеспечивают необходимую сепарацию газа для работы насоса. Кроме того, столб жидкости глушения высотой более 1000 м, определяемый максимальной глубиной спуска УЭЦН и большой глубиной залегания продуктивных горизонтов (интервал забой - приём насоса), создаёт большое противодавление на пласт, что что сильно затрудняет вывод скважины на режим эксплуатации (более 10 откачек), а иногда приводит к выходу установки из строя. Данный курсовой проект посвящен решению вопросов по снижению затрат на добычу нефти, увеличению дебита, увеличению межремонтного периода - в общем оптимизации работы скважин оборудованных УШГН. 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ Тарасовское месторождение открыто в 1984 году. В разработке находятся семь основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Физические свойства пластовой нефти Тарасовского месторождения Наименование ПК19 ПК19-20 ПК20 Пластовое давление, Мпа 17,8 17,1 17,1 Пластовая температура, °С 56 56 56 Давление насыщения, Мпа 12,4 12,4 12,5 Газосодержание, м3/т 62 56 52 Газовый фактор при условной сепарации, м3/т 58 53 52 Объёмный коэффициент 1,156 1,124 1,116 Плотность нефти, кг/м3 806 825 832 Объёмный коэффициент при условной сепарации 1,135 1,116 1,110 Вязкость нефти, мПа*сек 2,87 3,24 3,44 Коэффициент упругости, 1/мПа*10 16,1 12,5 12,0 Плотность нефти при условной сепарации, кг/м3 878 884 886 3. Оборудование УШГН включает в себя подземную и наземную часть К подземному оборудованию относятся: а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
