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.
Аннотация к работе
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.