Введение 5
1. Геологическое строение Березинского месторождения. 8
1.1. Общие сведения о месторождении. 8
1.2. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. 12
1.3. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов. 15
1.4. Нефтегазоносность. 17
2. Анализ влияния величин устьевых давлений на продуктивность скважин. 20
2.1. Результаты прогнозных расчётов по оценке влияния изменения линейного давления на дебит фонтанного и механизированного фонда скважин. 20
2.1.1. Скважины, оборудованные УЭЦН. 20
2.1.2. Фонтанные скважины. 23
2.1.3. Скважины, оборудованные УШГН. 27
2.1.4. Расчёт дополнительной добычи нефти при снижении линейного давления для условий Березинского месторождения. 30
2.2. Результаты промысловых исследований по скважинам оборудованным УШГН. 35
2.3. Результаты промысловых исследований по фонтанным скважинам. 39
2.4. Результаты промысловых исследований по скважинам оборудованным УЭЦН. 45
3. Принцип работы мультифазного насоса для перекачки газожидкостных смесей. 48
3.1. Правила техник безопасности. 49
3.2. Установка. 50
3.3. Эксплуатация. 54
3.4. Обслуживание. 56
4. Емкость для повышения производительности нефтяных скважин. 60
5. Расчёт экономической эффективности добычи нефти скважинами оборудованными УЭЦН по Березинскому месторождению. 64
6. Охрана труда и зашита окружающей среды. 70
Заключение 88
Список использованных источников 89
Приложение
Введение
В последние годы при проектировании объектов сбора и транспорта нефти на промыслах, как правило, используют высоконапорные герметизированные системы с давлениями в трубопроводах до 1,5 ¾ 2,0 МПа. Эти системы позволяют полностью исключать потери легких фракций нефти и легко поддаются комплексной автоматизации.
На промыслах объединения «Белоруснефть» также перешли на герметизированные системы, причем за счет давлений на устье скважин нефть с газом подаются на расстояния, превышающие 20 км.
Среди преимуществ закрытой системы сбора нефти выделяют [1]:
— ликвидацию потерь легких фракций нефти, достигающих 3%;
— снижение металлоемкости;
— уменьшение эксплуатационных расходов на обслуживание;
— возможность автоматизации процессов сбора и транспорта скважинной продукции.
К недостаткам систем эти же авторы относят:
— увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при добыче нефти УШГН;
— преждевременное прекращение фонтанирования скважин;
— увеличение расхода газа при бескомпрессорном или компрессорном способах добычи нефти.
Причем подчеркивается, что для подъема одного и того же объема жидкости при давлении на устье 1 ¾ 1,5 МПа необходимо расходовать на 20 ¾ 40% газа больше, нежели при давлении 0,3 ¾ 0,4 МПа.
Перечень недостатков можно продолжить. В частности, при эксплуатации трубопроводов с высокими давлениями чаще наблюдаются порывы труб и связанное с ними загрязнение почвы. При эксплуатации скважин с повышенными устьевыми давлениями увеличивается расход энергии на подъем нефти на поверхность, а также эксплуатационные расходы на содержание устьевых сальников и полированных штоков.
Но главным недостатком следует считать неучёт влияния устьевых давлений на производительность скважин.
1. Из-за высоких устьевых давлений увеличиваются потери длины хода, которые рассчитывают по формуле [1]:
(1)
где Dl —потеря длины хода в см, F — эффективная площадь плунжера в см2, L — глубина спуска насоса в см, g — удельный вес жидкости в трубах, Е — модуль упругости материала штанг; fшт и fтр ¾ площадь сечения тела штанг и труб, см2 . Расчеты показывают, что при Е = 2100000 кг/см2 и g = 0,85 г/см2 для насоса Æ38 мм на каждые 100 м увеличения глубины подвески теряется 5 ¾ 6 см длины хода, а для диам. 43 мм — до 7 см.
2. Возрастает величина утечек в насосе. Формула Пирвердяна A.M. для ламинарного течения имеет вид:
(2)
где q — утечка жидкости через зазор плунжер-цилиндр, м3/сут; g — ускорение свободного падения см/с2, Dн — диаметр насоса, см; b — зазор на сторону, см; Н — напор, создаваемый столбом откачиваемой из скважины жидкости с учетом противодавления на устье, м; v — кинематическая вязкость откачиваемой жидкости, см/с2; l — длина контакта поверхностей цилиндра и плунжера, м.
При глубинах 1400 и 1500 м, при сохранении всех остальных параметров постоянными, увеличение глубины на 100 м ведет к увеличению утечек на 7,1% .
3. Уменьшается работа растворенного в нефти газа. Для случая, когда Рнас< Рзаб потенциальную энергию растворенного газа рассчитывают по формуле:
(3)
где P0 — давление при нормальных условиях; Рнас и Руст — давление насыщения и устьевое, соответственно, кгс/см2 ; G0 — газовый фактор в нормальных условиях, м3/м3.
Для Речицкого месторождения, где давление насыщения равно 56 кгс/см2, устьевое давление свыше 10 кгс/см2 сводит на нет работу расширяющего газа, и, следовательно, для подъема жидкости нужны затраты дополнительной энергии.
С учетом вышеизложенного следовало бы оценить влияние всех перечисленных факторов на производительность скважины сначала по группе скважин, а затем рассмотреть всю схему сбора и транспорта нефти по нефтепромыслам.
Снижения давления на устье скважин можно добиться, используя специальные насосы, перекачивающие двухфазные жидкости. Такие насосы предлагаются зарубежными фирмами.
Но можно применить и другие не менее эффективные методы, например, откачку газожидкостных смесей из глубоких шурфов.
Повысить производительность скважин и при этом снизить эксплуатационные расходы — предложение, стоящее того, чтобы им заняться серьезно.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.