Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, и мероприятия по увеличению МРП скважин на примере Аллагуловского месторождения

Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, и мероприятия по увеличению МРП скважин на примере Аллагуловского месторождения

Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ. Разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода скважин.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 31.10.2013
Размер файла 1,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Все виды исследований по контролю за состоянием разработки и технического состояния эксплуатационных колонн в ходе внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов должны определяться специальной программой работ и планом на проведение ОПР.

При проведении ГТМ, связанных с изменением состояния призабойной зоны, а также с изоляцией или приобщением пластов, для достоверного определения эффективности работ необходимо обязательное определение параметров пласта и призабойной зоны по схеме "исследование - воздействие - исследование". При этом обязательными также являются измерения дебита и обводнённости. Для оценки эффективности мероприятий по воздействию на пласт необходимо использовать результаты, полученные при обработке кривых восстановления (падения) давления (уровней). Для исключения субъективизма при оценке эффективности применяемых методов следует проводить ГДИ характеристик пласта и призабойной зоны не позднее трёх месяцев до и трёх месяцев после воздействия.

Скважины действующего фонда, находящиеся в технологическом ограничении, следует исследовать согласно специальным программам, утверждённым геологической службой НГДУ.

Программно - аппаратный комплекс МИКОН модель МС-101-00 предназначен для:

1) определения уровня жидкости и измерения величины давления в затрубном пространстве нефтяных скважин;

2) исследования работы скважин с глубинными штанговыми насосами методом динамометрирования с целью контроля работы насосного оборудования и выбора оптимальных режимов работы.

Устройства, входящие в состав аппаратной части комплекса, предназначены для выполнения работ во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок. Комплекс МИКОН-101 изготавливается в соответствии с ГОСТ 22782.0-81 и ГОСТ 22782.5-78, имеет маркировку взрывозащиты и допущен для выполнения работ во взрывоопасных зонах классов В-1, В-1г с категориями взрывоопасных смесей ПА, ПВ, групп Т1-ТЗ. Для выполнения исследований по определению уровня жидкости и измерению величины давления в затрубном пространстве скважин используются следующие устройства:

1) устройство приема акустических сигналов (УПАС) с присоединенным к нему одним из устройств для формирования акустического воздействия (клапан или устройство для генерации акустических сигналов (УГАС);

2) блок регистрации (БР).

Электрическое соединение БР с УПАС осуществляется с помощью одного из соединительных кабелей. В УПАС установлены:

1) микрофон, предназначенный для преобразования акустических сигналов в электрические сигналы;

2) тензопреобразователь (датчик) давления, предназначенный для преобразования давления в электрический сигнал;

3) плата с электронными преобразователями сигналов микрофона и тензопреобразователя.

Определение уровня жидкости осуществляется акустическим методом, путем измерения времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до границы раздела фаз "газ - жидкость". По величине измеренного времени и введенному значению скорости распространения акустического сигнала производится вычисление уровня. Устройство приема акустических сигналов (УПАС) присоединяется к патрубку затрубного пространства исследуемой скважины и в газовую среду скважины генерируется акустический сигнал. Генерация сигнала производится:

1) путем кратковременного открытия клапана (для скважин с избыточным давлением);

2) с помощью устройства генерации акустического сигнала (для скважин без избыточного давления).

Воздействующий и отраженные акустические сигналы преобразуются пьезоэлектрическими элементами микрофона, установленного в УПАС, в электрические. Затем эти сигналы преобразуются в цифровую форму и запоминаются в оперативной памяти блока регистрации (БР), соединенного с УПАС. Период дискретизации процесса регистрации эхограммы составляет 2 мсек. По зарегистрированной эхограмме микропроцессор блока регистрации выделяет, согласно заданному алгоритму, отраженные акустические сигналы и определяет время прохождения акустического сигнала от устья до границы раздела фаз "газ - жидкость". Вычисление уровня производится по формуле:

(2.5.1)

- звука скорость звука для данного давления в затрубном пространстве исследуемой скважины, выбираемая по таблице скоростей занесенной в БР или установленной оператором.

Т - время прихода отраженного сигнала.

Вычисленное значение уровня в метрах выводится на индикатор БР.

Измерение давления осуществляется путем нормированного преобразования сигнала тензорпреобразователя давления, установленного в УПАС, в цифровую форму и преобразования данных микропроцессором в БР. Измеренное значение давления выводится на устройство индикации и используется при формировании отчета.

Для выполнения исследований по динамометрированию работы скважин с глубинными штанговыми насосами используются следующие устройства:

1) накладной датчик динамографа (ДН);

2) блок регистрации (БР).

Электрическое соединение БР и ДН осуществляется с помощью соединительного кабеля (МС 101.07).

В накладном датчике динамографа установлены:

1) датчик перемещения, регистрирующий ускорения движения штока;

2) плата с электронными преобразователями сигналов нагрузки и ускорение.

Питание электронных компонентов УПАС и датчика динамограф осуществляется от БР через соединительный кабель.

БР состоит из следующих функциональных основных узлов:

1) оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), предназначенное для записи и обработки оперативных данных;

2) энергонезависимое запоминающее устройство, предназначенное для записи и долговременного энергонезависимого хранения замеров;

3) клавиатура, предназначенная для ввода данных;

4) устройство индикации, предназначенное для визуализации данных, в том числе эхограмм и динамограмм;

5) таймер - календарь с запоминающим устройством, предназначенный для автоматизированной регистрации даты и времени выполнения исследований.

Питание электронных компонентов электрической схемы БР осуществляется от автономного источника питания или внешнего (АКБ автомашины) через адаптер напряжения бортовой сети (АНБС).

Методы основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся и неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменения и давление или его изменения.

Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживаются персоналом. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины и на исследованиях при неустановившихся режимах работы скважины. Для исследования устье скважины оборудуют соответствующей устьевой арматурой.

Установившимся режимом работы скважины называется такой режим, когда в течении длительного времени ее дебит и забойное давление остаются постоянными. Существуют также исследование скважин на взаимодействие (одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие реагирующими). Этот метод называется "гидропрослушиванием". Основан на определении профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта, контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.

Исследования ШСНУ необходимы для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи насоса.

При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы скважины. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скважинные манометры. К косвенным методам относятся исследования скважины на приток с замером глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, определяемого эхолотами. Снятие динамограмм нагрузки на полированный шток называется динамометрией.

Программно-аппаратный комплекс "Mikon" предназначен:

1) для определения уровня жидкости и измерения велечины давления в затрубном пространстве нефтяных скважин;

2) для исследования работы скважин с глубинными штанговыми насосами методом динамометрирования с целью контроля работы насосного оборудования и выбора оптимальных режимов работы.

Принцип работы: для выполнения исследования по определению уровня жидкости и измерения величины давления в затрубном пространстве скважин используются следующие устройства:

1) устройство приема акустических сигналов (УПАС) с присоединением к нему одним из устройств для формирования акустического воздействия;

2) блок регистрации.

В УПАС установлены:

1) микрофон, предназначенный для преобразования акустических сигналов в электрические;

2) тензопреобразователь (датчик) давления, предназначенный для преобразования давления в электрический сигнал;

3) плата с электронными преобразователями сигналов микрофона и тензопреобразователя.

4) для выполнения исследований по динамометрированию скважин с глубинными штанговыми насосами используются следующие устройства:

5) накладной датчик динамографа (ДН);

6) блок регистрации (БР).

Принцип определения уровня: определение уровня жидкости осуществляется акустическим методом, путем измерения прохождения акустического сигнала от устья скважины до границы фаз раздела "газ-жидкость". По величине измеренного времени и введенному значению скорости распространения акустического сигнала производятся вычисления уровня.

В управлении процессом глубиннонасосной добычи нефти важнейшим источником информации о работе насоса являются данные динамометрирования, которые увязывают типоразмер спущенного в скважину оборудования, характеристику станка-качалки, глубину спуска насоса и динамический уровень, дебит скважины, обводненность. Динамограмма работы штангового глубинного насоса представляет собой запись усилий. На практике используются динамограммы по перемещению точки подвеса штанг.

Сформированный замер, содержащий все необходимые данные может быть сохранен в энергонезависимой памяти для последующего ввода в персональный компьютер с целью дополнительного анализа и ввода измеренных значений в состав базы данных.

Измерение давления осуществляется путем нормированного преобразования сигнала тензопреобразователя давления, установленного в УПАС, в цифровую форму и преобразования данных микропроцессором в БР. Метод регистрации динамограммы:

Измерение нагрузки на устьевой шток с помощью накладного датчика осуществляется путем прямых измерений изменения диаметра штока и вычисления изменения нагрузки, вызвавших эти изменения диаметра штока.

Периодичность проведения ГДИ должна определяться запроектированной системой разработки и должна обеспечивать достоверность данных о динамике изменения параметров пласта и определения их средних величин за определённый период по единичным измерениям.

Периодичность проведения гидродинамических, геофизических и геохимических исследований по контролю за разработкой Аллагуловского нефтяного месторождения представлена в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1 - Периодичность проведения исследований по контролю за разработкой Аллагуловского нефтяного месторождения

Показатели

Периодичность

Забойное давление (Рзаб)

1 раз в квартал

Пластовое давление (Рпл)

1 раз в полугодие

Замер дебита жидкости (Qж)

1 раз в 2 дня

Снятие КВУ (КВД)

1 раз в 3 года

Динамический уровень (Ндин)

1 раз в квартал

Статический уровень (Нстат)

1 раз в полугодие

Отбор проб

Для определения содержания воды

Еженедельно

Определение плотности воды

1 раз в квартал

6-ти компонентный анализ

1 раз полугодие

Далее приведем типовые динамограммы.

Выход плунжера из насоса

Наличие газа в насосе

Подклинивание плунжера в насосе

Влияние ВНЭ на работу насоса

Высокая посадка плунжера

Забит фильтр насоса

Низкая посадка плунжера

Утечки в нагнетательной части насоса

Рисунок 2.5.1 - Типовые динамограммы

Охват фонда скважин плановыми гидродинамическими исследованиями должен быть предельно максимальным, с равными промежутками времени между ними.

Таким образом, важным направлением производственной деятельности нефтепромыслов являются гидродинамические исследования скважин (ГДИ). ГДИ обеспечивают контроль за текущим состоянием разработки нефтяного месторождения, гидродинамикой скважины и состоянием глубинно-насосного оборудования (ГНО).

Все гидродинамические методы исследования скважин основаны на относительно небольшом количестве базовых операций - измерении давления, дебита (приемистости), обводнённости, температуры.

3. Расчетный раздел

3.1 Подбор оборудования для эксплуатации шсну. расчет параметров работы и надежности ШСНУ

Производим расчет и подбор ГНО для эксплуатации ШСНУ. Вариант компоновки УШГН включает следующие параметры: глубину спуска штангового насоса Нсп, диаметр плунжера Дпл и тип ШГН, конструкцию колонны НКТ и штанг. Рассчитаем также все параметры работы установки.

Исходные данные для расчета:

Глубина скважины Lс = 1600 метров

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,132 метра

Планируемый дебит жидкости Qж = 26,2 м3/сутки

Объемная обводненность продукции вв = 0

Плотность дегазированной нефти Рн =850 кг/м3

Плотность пластовой воды Рв = 1100 кг/м3

Плотность газа при стандартных условиях Рг = 1,4 кг/м3

Вязкость воды Vв = 10-6 м2/с

Вязкость нефти Vн = 3Ч10-6 м2/с

Газовый фактор Го = 59,4 м3/т

Давление насыщения нефти Рнас = 9 МПа

Устьевое давление Ру = 1,5Мпа

Средняя температура на глубине спуска насоса Т = 303 0К

Объемный коэффициент нефти (при Р = Рнас) вн = 1,16

Согласно расчетам распределения давления в стволе скважины давление приема насоса (Рпр = 4,2 МПа) находится на глубине Нсп = 1224 метра.

Определим расход газожидкостной смеси при давлении, равном давлению приема насоса:

Qсм (Рпн) = Qж (Рпн) + Vгв (Рпн); (3.1.1)

Где Qж (Рпн) - расход жидкости, м3/с

Расход нефти:

Qж (Рпн) = Qнд вж (Рпн) / (1 - вв) (3.1.2)

Где Qнд - дебит дегазированной нефти, м3/с

вж (Рпн) - объемный коэффициент жидкости

Qнд = Qж (1 - вв) (3.1.3)

Qнд = 2,67Ч10-4 (1-0) = 2,67Ч10-5 м3/с

вж (Рпн) = вн (Рпн) (1 - вв) + вв (Рпн) Явв (3.1.4)

где вн (Рпн) - объемный коэффициент нефти;

вв (Рпн) - объемный коэффициент воды (вн (Рпн) = 1)

вн (Рпн) = 1+ (вн-1) [ (Р-Ро) / (Рнас-Ро)] 0,25 (3.1.5)

Где вн - объемный коэффициент нефти при Р = Рнас

вн (Рпн) = 1+ (1,16-1) [ (9-0,1) / (9-0,1)] 0,25 = 1,16

вж (Рпн) = 1,16 (1-0,78) + 1Ч0,78 = 1,09

Qж (Рпн) = 2,67Ч10-5 Ч1,09/ (1-0,78) = 11,02Ч10-5 м3/с

Расход свободного газа:

Vга (Рпн) = [Го (Рнас) - Го (Рпн)] Z РоТQнд/Рто (3.1.6)

Где Го (Рнас) - газовый фактор, т.е. количество растворенного газа при давлении равном давлению насыщения;

Го (Рпн) - количество растворенного газа для условий приема насоса.

Го (Рпн) = Го (Рнас) [ (Р-Ро) / (Рнас-Ро)] 0,5 (3.1.7)

Го (Рпн) = 59,4 [ (9-0,1) / (9-0,1] 0,5 =14,2 м3/м3

Vгв (Рпн) = [59,4-14,2] Ч1Ч0,1Ч194,56Ч2,67Ч10-5/ (2,5Ч273) = 4,3Ч10-5 м3/с

Расход газожидкостной смеси:

Qсм (Рпн) = 11,02Ч10-5 +4,3Ч10-5 = 1,55Ч10-4 м3/с = 11,75 м3/сут

Выбираем диаметр скважинного насоса по диаграмме А.Н. Адонина. При Qсм (Рпн) = 11,75 м3/сут и Lн = 1224 м выбираем насос диаметром Дпл = 28 мм.

Выбираем насос 25-125-RHAM со II группой посадки и клапанными узлами обычного исполнения, так как глубина подвески насоса менее 1224 метра, вязкость откачиваемой средняя и средняя температура на приеме насоса 294,56 градусов по цельсию.

Выбираем колонну НКТ с учетом откачки вязкой жидкости на один размер больше, чем расходуемый. В итоге диаметр НКТ наружный 60,3 метра, внутренний 50,3 метра. Используем трубы гладкие с группой прочности стали Д.

Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса. Коэффициент сепарации газа у приема насоса определяется по приближенной формуле:

Гс = [1- (Дтн/Дэк) 2] / [1+0,93Qэк (Рпн) / (wsД2эк)] (3.1.8)

Где ws - относительная скорость движения газа на участке приема насоса, принимаем равным 0,17 м/с.

Гс = [1- (60,3/132) 2] / [1+0,93Ч1,1893Ч10-4/ (0,17Ч0,1322)] = 0,7628

Трубный газовый фактор определяется по формуле:

Го' = Го (Рнас) - [Го (Рнас) - Го (Рпн)] Гс (3.1.9)

Го' = 59,4 - [59,4-14,2] Ч 0,7628 =29,8 м3/м3

Скорректированное значение давления насыщения соответствующее "трубному" газовому фактору:

Рнас'= (Го'/Го (Рнас)) 1/с (Рнас-Ро) + Ро (3.1.10)

Где с - коэффициент принимаем равным 0,5

Рнас' = (29,8/10,5)) 1/с (9-0,1) + 0,1 = 2,3 МПа

Рассчитаем расход свободного газаVгв (Рпн) и газожидкостной смеси с учетом коэффициента сепарации:

Vгв' (Рпн) = Vгв (Рпн) (1 - Гс) (3.1.11)

Vгв' (Рпн) = 3,021Ч 10-5 (1-0,7628) = 7,1658Ч 10-6 м3/с

Qсм' (Рпн) = Qж (Рпн) + Vгв (Рпн)

Qсм' (Рпн) = 1,1893Ч 10-4 +7,1658Ч 10-6 = 1,2610Ч10-4 м3/с = 10,8947 м3/сутки

Определяем давление на выходе насоса.

Давление на глубине спуска насоса Lн определяем по кривой распределения давления в НКТ. Принимаем давление на выходе насоса Рвн = 12,5 МПа больше Рнас', следовательно газ в продукции отсутствует.

Рассчитаем характеристики продукции, поступающей из насоса в колонну при ходе нагнетания по формулам, использованным в первом пункте:

вн (Рвн) = 1+ (1,169-1) [ (1,7-0,1) / (3,9-0,1)] 0,25 = 0,868

вж (Рвн) = 0,868 (1-0,78) + 1Ч0,78 = 1,14

Qж (Рвн) = 1,14Ч2,5463Ч10-5/ (1-0,78) = 1,1221Ч10-4 м3/с

Го (Рвн) = Го (Рнас') = 9,8 м3/м3

Vгв (Рвн) = 0

Qсм (Рвн) = Qж (Рвн) = 1, 1922Ч10-4 м3/с = 10,3 м3/сутки

Определим потери давления в клапанных узлах.

Расходы газожидкостной смеси через всасывающий и нагнетательный клапаны определены ранее:

Qкл вс = Qсм' (Рпн) = 1,2610Ч10-4 м3/с

Qкл н = Qсм' (Рвн) = 1,1221Ч10-4 м3/с

Максимальная скорость движения продукции Vmax в отверстии седла клапана:

Vmax = 4Qкл/d2кл

Где dкл - диаметр отверстия седла клапана для невставочного насоса обычного исполения диаметром 28 миллиметров.

Dкл н = dкл вс = 0,011 м

Vmax вс = 4Ч1,2610Ч10-4 /0,0112 = 3,1688 м/с

Vmax н = 4Ч1, 1922Ч10-4 /0,0112 = 3,9412 м/с

Соответствующее данной скорости число Рейнольдса:

Rе кл = Vmax dкл/Vж

Где Vж - климатическая вязкость жидкости, содержание которой в откачиваемой продукции наибольшее.

Rе кл вс = 4,1686Ч0,011/1Ч10-6 = 4,5855Ч104

Rе кл н = 3,9416Ч0,011/1Ч10-6 = 4,3358Ч104

По графикам Степановой определяем коэффициент расхода клапана ж кл в зависимости от числа Рейнольдса.

жкл н = жкл вс = 0,4

Перепад давления в клапане:

?Ркл = Vmax Ржд / 2жкл2

Где Ржд - плотность дегазированной жидкости.

Ржд = Рнд (1-вв) + Рв вв (3.1.12)

Ржд = 911 (1-0,78) + 1189,5Ч078 = 1192,79 кг/м3

?Ркл вс= 4,16882Ч1192,79/ (2Ч0,42) = 61459,5 Па = 0,0614 МПа

?Ркл н= 3,94162Ч1192,79/ (2Ч0,42) = 56245,1 Па = 0,0562 МПа

Рассчитаем давление в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании:

Рвс ц = Рпн - ?Ркл вс (3.1.13)

Рн ц = Рвн + ?Ркл н (3.1.14)

Рвс ц = 2,5-0,0607 = 2,4393 МПа

Рн ц = 12,5 + 0,0543 = 12,5543 МПа

Расчет утечек в зазоре плунжерной пары

Рассчитаем утески в зазоре плунжерной пары нового насоса по формуле А.М. Пирвердяна:

gут= 0,262 (1-1,5Сэ2) Дпл б3 (Рвн - Рвс ц) / (Рж Qж Lпл) (3.1.15)

где Сэ - относительный эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре

(Cэ = 0,5).

Lпл - длина плунжера 9Lпл = 1,2 метра

Б - зазор между плунжером и цилиндром (б = 0,5?10-4)

gут=0,262 (1-1,5Ч0,52) Ч0,028 (0,5Ч10-4) 3 (12,5-2,4393) Ч106/1192,79Ч10-6Ч 1,2=9,121Ч10-6 м3/с

Проверим характер течения в зазоре:

Re = gут/ рДVж (3.1.16)

Re = 9,121Ч 10-6/3,14Ч0,028Ч10-6 = 101,1 меньше Re пр = 103

Следовательно режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса.

При Рвс ц меньше Рнас' в цилиндре при всасывании имеется свободный газ. Характеристики продукции скважины при Рвс ц определим по формулам, использованным в первом пункте.

вн (Рвс ц) = 1+ (1,169-1) [ (2,4393-0,1) / (3,9-0,1)] 0,25 = 1,132

вж (Рвс ц) = 1,132 (1-0,78) + 1Ч0,78 = 1,029

Го (Рвс ц) = 60,78 [ (2,4393-0,1) / (3,9-0,1)] 0,5 = 32,4145 м3/м3

Vгв (Рвсц) = [ (39,8097-32,4145) Ч1Ч0,1Ч294,56Ч2,5463Ч10-5] / (273Ч2,439) = 0,89Ч10-6 м3/с

Qж (Рвс ц) = 11,89Ч10-5 +7,8987Ч10-6 = 1,2672Ч10-4 м3/с = 10,82 м3/сутки

Qсм (Рвс ц) = Qж (Рвн) = 1, 1922Ч10-4 м3/с = 10,3 м3/сутки

вн (Рнас') = вн (Рвн) = 1,1368

В общем случае зависимость для расчета коэффициента наполнения

знап = (1-lут) / (1+R) бз (3.1.17)

Где lут = gут / [2Qсм (Рвс ц)] (3.1.18)

R = Vг св (Рвс ц) / [Qж (Рвс ц)] (3.1.19)

бзi= твр Кзi / (1+R) (3.1.20)

lут = 0,9451Ч 10-5/ (2Ч1,2672Ч10-4) = 0,0373

R = 7,8987Ч10-6 /11,89Ч10-5 = 0,0664

Рассмотрим несколько вариантов работы насоса.

i = 1. Вредное пространство насоса заполнено только жидкостью.

Кз1= 0, бз1 = 1, знап = (1 - lут) / (1+R) (3.1.21)

знап = (1 - 0,0373) / (1+0,0664) = 0,9023

i = 2. Свободный газ и вода равномерно распределены в объеме цилиндра.

Кз2= (1+R) / [1+R (Рвс ц/Рнц)] - 1 (3.1.22)

Кз2 = (1+0,0664) / [1+0,0373 (2,4393/12,5543)] - 1 = 0,0579

Принимаем отношение объема вредного пространства объем цилиндра.

твр - 0,2

Бз2 = 0,2Ч0,0579/ (1+0,0664) = 0,0101

знап = 0,9033 - 0,0101 = 0,8932 i = 3.

К моменту открытия нагнетательного клапана весь газ растворится в нефти.

Кз3 = вж (Рвс ц) / [1+R/ (1-вв)] / [вж (Рнас')] - 1 (3.1.23)

Кз3 = 1,029/ [1+0,0658/ (1-0,78)] /1,1368-1 = 0,1821

Бз3 = 0,2Ч0,1821/ (1+0,0658) = 0,0392, знап = 0,9033 - 0,0392 = 0,8641

i = 4. Если принять lут = 0, вв = 0, вж (Р) = 1, то получим

знап4 = (1 - тврR) / (1+R) (3.1.24)

знап 4 = (1+0,2Ч0,0658) / (1+0,0658) = 0,9259

Фактический коэффициент наполнения заключен в интервале

0,8707 < знап < 0,9033, средний знап = (0,8641+0,9023) /2 = 0,883

Расчет коэффициента усадки нефти.

зрг = 1 - [вж (Рвс ц) - 1] Ч ( (1 - вв) / (вж (Рвс ц)) (3.1.25)

зрг = 1 - [1,029-1] Ч (1-0,78) /1,029 = 0,9899

Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки.

Подача насоса Wнас при получившемся коэффициенте наполнения определяется по формуле:

Wнас = Qж (Рвс ц) / знап (3.1.26)

Wнас = 10,89Ч10-5/0,883 = 0,3356Ч10-4 м3/с

Требуемая подача определяется как:

Wнас = Fпл Sпл N (3.1.27)

Где Fпл, Sпл, N - соответственно площадь поперечного сечения плунжера, м2; длина его хода, м; число двойных ходов, с-1.

Необходимая скорость откачки из предыдущей формулы:

SплN = Wнас/Fпл (3.1.28)

SплN = 1,3405Ч10-4/ 6,1575Ч10-4 = 0,2177 м/с = 13,06 м/минут

В качестве первого приближения задаем Sпл = 1,8 метра, тогда N = 0,2177/1,08 = 0,1209 или n = NЧ60 = 7,26 качаний в минуту.

Выбор конструкции штанговой колонны.

Выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали нормализованной при [Гпр] = 70МПа. Диаметр штанг нижней ступени dшт1 = 16 мм, dшт2 = 19 мм, l1/ l2 = 34/66.

Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока.

Режим работы ШСНУ принято делить на статический и динамический по критерию динамического подобия (критерий Коши).

Мд = wlн/а

Где а - скорость звука в штанговой колонне (а = 4900 м/с)

Lн - длина колонны штанг, м

w - частота вращения вала кривошипа

w = 2рN = 2Ч3,14Ч0,1209 = 0,76

Mд = 0,76Ч1100/4900 = 0,171

Мд < 0,3, следовательно режим течения статический и потери хода плунжера рассчитываем по следующим формулам:

Лшт = [? (Еi/fшт i)] (Рвн-Рвс ц) Fпл Lн / Е (3.1.29)

Лтр = (Рвн-Рвс ц) Fпл Lн/ (Е fшт') (3.1.30)

Где Еi - для длины штанг с площадью сечения fшт I в общей длине штанговой колонны;

Е - модуль упругости материала штанг, Е = 2?10-5 МПа

Лшт = (0,34/2,83+0,66/2,01) (12,5-2,4393) Ч6,1575Ч10-4Ч1100/2Ч105Ч10-4) = 0,153 м

Лтр = (12,5-2,4393) Ч6,1575Ч10-4Ч1100/ (2Ч105 Ч8,7Ч10-4) = 0,039 м

Потери хода плунжера, а также длина хода полированного штока.

Л = Лшт + Лтр (3.1.31)

Л = 0,153+0,039 = 0, 192 метра

S = Sпл + Л (3.1.32)

S = 1,8+0, 192 = 1,0992

S = (Sпл + Л) cosМд (3.1.33)

S = (1,8+0, 192) cos0,171 = 1,992 м

Длина хода полированного штока S = 1,992 метра

Коэффициент подачи ШСНУ:

зпод = знапЧ зрг Sкл / S (3.1.34)

зпод = 0,887Ч0,9942Ч1,992/1,8 = 0,976.

Максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора определим по эмпирической формуле Ф.А. Рамазанова.

Мкр = 300Чs + 0,2365 (Pmax - Pmin) ЧS (3.1.35)

Мкр = 300Ч1,992+0,2365 (30,816-12,503) Ч103Ч1,992=9225,0 НЧм = 923 кНЧм.

Выбираем станок-качалку СК 4-2,1-1600, с превышающим паспортными грузоподъемностью и крутящим моментом над расчетными показателями. Принимаем S = 2,1 метра, тогда n = 1,992Ч7,26/2,1 = 6,887 мин-1

Расчет энергетических показателей работы ШСНУ.

Полезная мощность:

Iполез = (Рвн - Рпн) Qнд / (1 - вв) (3.1.36)

Iполез = ( (12,5-2,5Ч106) Ч2,546Ч10-5) / (1 - 0,78) = 1157,3 Вт

Потери мощности от утечек жидкости:

Яут = 1/ [1+qут (1 - вв) / (2Qнд)] (3.1.37)

Яут = 1/ [1+9,4507Ч106 (1 - 0,78) / (2Ч2,5463Ч10-5)] = 0,9608

Потери мощности в клапанных узлах:

Iкл = Qнд (?Ркл вс + ?Ркл н) / (1 - вв) (3.1.38)

Iкл = 2,5463Ч10-5 (0,0607-0,0543) Ч106/ (1 - 0,78) = 13,3 Вт

Мощности, расходуемые на преодоление механического и гидравлического трения штанг в трубах и трения плунжера в цилиндре.

Iтр мех = 2 lшт S Nбmax (Ршт' + Рж)

Iтр мех = 2Ч0,25Ч2,1Ч0,1148Ч0, 2094 (18,576 + 6,2) Ч103 = 625,3 Вт

Iтр г = р3 (SN) 2 ЧQж Рж Lн Мшт (3.1.39)

Iтр г=3,143 (2,1Ч0,1148) 2 Ч13Ч10-6 Ч1065,7Ч720 (0,66Ч2,4795+0,34Ч3,36) =45,3 Вт

Iтр пл = 2 Ртр пл SN (3.1.40)

Iтр пл = 2Ч0,378 Ч 103 2,1Ч0,1148 = 182,3 Вт

Затраты мощности в подземной части установки:

Iпч = Iполез/зут + Iкл + Iтр мех+ Iтр г+ Iтр пл (3.1.41)

Iпч = 1157,3/0,9608+13,3+625,3+76, 19+182,3 = 2101,6 Вт

КПД подземной части установки:

зпч = Iполез/Iпч

зпч = 1157,5/2101,6 - 0,5508 (3.1.42)

Согласно рекомендациям принимаем зэд = 0,75, зск = 0,8, тогда общий КПД установки:

зшсну = зпч Ч зск Чзэд (3.1.43)

зшсну = 0,5508Ч0,8Ч0,75 = 0,3305

Iполез = Iполез / зшсну (3.1.44), Iполез = 1157,5/0,3305 = 3502,3 Вт

Определим также полную потребляемую мощность по методике Б.М. Плюща и В.О. Саркисяна. к1 = 6,0 - коэффициент, зависящий от типа станка-качалки.

Iполн = (103/0,97) (к1+ (к2РжS/9,8)) N (3.1.45)

Где к2 определяется как:

к2 = 1,26Ч10-2 v з2 под+0,28 (1+3,6Ч10-4SN2 /Д3 пл (3.1.46)

к2 = 1,26Ч10-2 v 0,9782 +0,28 (1+3,6Ч10-42,1Ч0,11482 /0,0283 = 1,471Ч10-2

Iполн = (103/0,97) (6+ (1,471Ч10-2Ч6200Ч2,1/9,81)) Ч0,1148 = 3019 Вт = 3,02 кВт

Выбираем электродвигатель АОП2-41-4. Удельный расход энергии на подъем жидкости и нефти:

Ауд ж = Iполн (1-вв) /QндРжд (3.1.47)

Ауд ж = 3502,3 (1-0,78) /2,546Ч10-5Ч1065,7 = 2,84Ч104Дж/кг

Ауд ж' = Ауд ж /3,6Ч103 (3.1.48)

Ауд ж' = 2,84Ч104/3,6Ч103 = 7,889 кВтЧч/т,

Ауд н = Ауд ж' / (1-вв) (3.1.49)

Ауд = 7,889/ (1-0,78) = 35,86 кВтЧч/т (3.1.50)

Суточный расход электроэнергии:

Wсут = 24Ч10-3ЧIполн (3.1.51),

Wсут = 24Ч10-3Ч3502,3 = 84,06 кВтЧч/сут

Оценка показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШСНУ.

По формуле А.С. Вирнавского вероятная частота обрывов штанговой колонны можно оценить:

ц1 = Сп' (Дпл/dшт) 3,27к+0,13 (Lн/1000) 2к+1 (3.1.52)

Где Сп' и к коэффициенты, зависят от усталостной прочности материала (к = 0,9); Вп' = 0,533

ц1 = 0,533 (0,028/0,019) 3,27*0,9+0,13 (1100/10000) 2*0,9+1 = 3,0606 обрыв/год

Оценим число обрывов по следующей формуле:

ц = 0,012 (В''-1) ЧА'' (9,8Гпр м) В'' (3.1.53)

Где А'' и В'' - числовые коэффициенты, зависящие от диаметра плунжера.

А'' = 0,32; В'' = 1,52

ц = 0,012 (1,52-1) Ч0,32 (9,8 Ч47,668) 1,52 / (57-47,668) Ч9,8 = 4,006 обрыв/год

Для штанг из легированной стали 20 НМ, [Гпр м] = 74МПа

ц = 0,012 (1,52-1) Ч0,32 (9,8 Ч47,668) 1,52 / (74-47,668) Ч9,8 = 1,4197 обрыв/год

Количество ПРС не связанных с обрывом штанг nпрс = 1 ремонт/год

Общее число ремонтов в год:

Nрем = ц1 + nпр (3.1.54), Nрем = 1,4197+1 = 2,4198 ремонт/год

Затраты времени на подземный ремонт:

Трем = tр1ц1+tр2 ц2+tож Nрем (3.1.55)

Трем = 20Ч1,4197 + 201,0 + 30Ч2,4197 = 120,99 час

Межремонтный период работы установки:

Тмрп = (Тк-Тпем) /Nрем (3.1.56)

Где Тк - календарное время 8760 ч или 365 дней

Тмрп = (8760-120,985) /2,4197 = 3570,3 часов = 148,8 сутки

Коэффициент эксплуатации скважин:

зэ = 1- (Трем+tорг) /Тк (3.1.57)

зэ = 1- (120,99+30) /8760 = 0,9828

Суммарный годовой отбор нефти из скважины:

Qн год = 365 Qжд (1-вв) зэ Рнд (3.1.58)

Qн год = 365Ч10 (1-0,78) Ч 0,9828Ч920 = 6,92Ч105 кг/год = 692 тонн/год

Таким образом, выбираем насос 25-125-RHAM II группой посадки и клапанными узлами обычного исполнения, так как глубина подвески насоса менее 1224 метра, а также станок-качалку СК 4-2,1-1600, с превышающим паспортными грузоподъемностью и крутящим моментом над расчетными показателями. Принимаем S = 2,1 метра, тогда n = 6,887 мин-1.

3.2 Направления совершенствования эксплуатации шсну предлагаемые мероприятия

Насосный способ эксплуатации и планируемая обводненность продукции скважин способствуют появлению сопутствующего процесса - образованию водонефтяных эмульсий или АСПО, повышающих нагрузку на ТПШ.

Два этих процесса в совокупности с конструктивными особенностями скважин (наклонностью ствола) неизбежно приведут к снижению (межремонтный период) МРП по причине обрыва штанг, снижению ресурса работы насосов.

Рисунок 3.2.1 - Скважинный насос ВУ - 11 - 89

1 - переключатель потоков; 2 - хвостовик (три трубы НКТ); 3 - якорь нефти и газа; 4 - приемный патрубок насоса; 5 - скважина; 6, 7 - отверстия соответственно для поступления воды и нефти.

Для уменьшения вязкости и предотвращения АСПО на подземном оборудовании на Аллагуловском месторождении применяются химические, термические и механические методы обработок скважинного оборудования.

Для предотвращения отложений АСПО, снижения вязкости, фазового разделения эмульсий рекомендуется:

1) Проводить ревизию штанг при СПО, изношенные заменять на новые или ревизированные. Подвеску штанг с большой наработкой заменять на новую или прошедшую контроль в сервисной организации и подготовленную к работе. Для снижения нагрузок на штанги периодически проводить промывки горячей нефтью и при необходимости, проводить перекомпоновку штанг согласно расчёта.

2) Использовать штанговращатели в скважинах склонных к самопроизвольному отвороту штанг, включить в подвеску шарнирные штанги (с целью проведения испытания).

3) Применять клапана в износостойком исполнении (из карбида вольфрама).

4) Закачивать реагент комплексного действия СНПХ - 7963 в дозировке 100г/т. Реагент подается устьевыми дозаторами в затрубное пространство, что не эффективно т.к. реагент не сразу попадает в насос.

5) Для борьбы с отложениями АСПО использовать "скребки-центраторы” для механической очистки внутренней поверхности НКТ от АСПО, предотвращают истирание штанг.

Для категории скважин, в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа, наиболее дешевым и технологически эффективным является применение механического метода борьбы с АСПО, заключающегося в применении в составе штанговой колонны в зоне отложений штанг со скребками в сочетании с применением в канатной подвеске привода штанговращателя. Для условно вертикальных скважин (с углами наклона не более 8 - 10 градусов), а также на условно-вертикальных участках наклонно-направленных скважин рекомендуется применение наиболее дешевых пластинчатых металлических скребков, закрепляемых на штангах на расстоянии друг от друга не более длины хода подвески штанг. На криволинейных и наклонных участках скважин рекомендуется применение штанг со скребками-центраторами, в ряде случаев в комбинации с пластинчатыми скребками.

Скребки-центраторы из полимерных материалов имеют массовое успешное применение. Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. Промысловая практика показывает, что применение скребков и скребков-центраторов весьма эффективно и этот метод следует считать приоритетным при выборе способов предотвращения осложнений, связанных с АСПО в НКТ и на штанговой колонне. При применении механического метода борьбы с АСПО с использованием скребков-центраторов необходимо учитывать и возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах при движении объемных скребков-центраторов в вязкой среде. Увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки приводит к увеличению приведенного напряжения цикла и в ряде случаев может привести к некоторому снижению ресурса работы штанговой колонны в скважинах, продукция которых склонна к образованию стойких, высоковязких эмульсий. В таких скважинах число скребков центраторов должно быть минимально необходимым.

3.3 Расчет прелагаемого метода увеличения мрп скважин

Технологический эффект при проведении реанимации складывается из:

1) дополнительной добычи за счет сокращения простоя скважины при ожидании ПРС,

2) экономии на проведении ПРС;

3) экономии на транспортных услугах.

Дополнительная добыча появляется за счёт снижения времени на текущий ремонт скважины и от внедрения штанг со скребками - центраторами на скважинах.

При изменении межремонтного периода работы скважин, прирост добычи нефти определяется по формуле:

,

где Т1,, Т2 - межремонтный период до и после проведения мероприятия, сутки;

qср - среднесуточный дебит по 17 скважинам, т/сутки;

N - количество скважин, на которых было проведено мероприятие по увеличению МРП;

tр - продолжительность одного подземного ремонта, сутки;

T1 =282 сут; T2 =455 сут; N =4; qср =7,3 т/сут; Tр =2,5 сутки.

Среднее время от остановки скважины до её запуска после спуска штанг со скребками-центраторами составляет 60 часа.

За счёт увеличения МРП скважин произойдёт экономия на текущем ремонте скважин. Изменение затрат на содержание и эксплуатацию оборудования по ЦПРС:

,

где СПРС - стоимость одного подземного ремонта, рублей;

СПРС =364700 руб;

Таким образом получили увеличение МРП и дополнительную добычу.

Результаты расчетов представим в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1 - Технологическая эффективность спуска штанг со скребками центраторами

Показатель

Единица

измерений

До внедрения

После внедрения

Разница

Дополнительной добычи

тонн

-

36,1

36,1

МРП средний по 17 скважинам

сут.

282

455

173

Внедрение скребков-центраторов позволяет снизить количество подземных ремонтов скважины. Это приводит к увеличению коэффициента эксплуатации фонда скважин.

Таким образом, исходя из полученных данных, можно сделать вывод о том, что внедрение скребков-центраторов на скважинах технологически эффективно, так как наблюдается прирост добычи нефти и увеличение МРП.

3.4 Выводы и рекомендации по дальнейшей эксплуатации скважин ШСНУ

Особенность геологического строения пластов заключается в том, что коэффициент пористости меняется по всей площади от 0,15 процента до 0,2 процента, коэффициент проницаемости от 0,099 до 0,880 мкм2, а нефтенасыщенность от 67 до 80 доли единиц. Пласт А2+А3 сложен органогенными, органогенно-обломочными и микрокристаллическими, поровыми и местами микротрещиноватыми известняками с прослоями аргиллитов. Пласт Б2 сложен песчаниками кварцевыми, мелко - и среднезернистыми, пористыми с прослоями глин и аргиллитов.

Учитывая многопластовость Аллагуловского месторождения, важной особенностью является возможность использования пробуренного фонда скважин для этих обоих из продуктивных отложений.

Нефти всех объектов по технологической классификации (ГОСТ 912-66) относятся к 3 классу: высокосернистые (2,94 - 4,4 процента), высокопарафинистые (0,8-14 процентов), высокосмолистые (от 20 до 38 процентов и от 4 до 18,5 процента асфальтенов), нефти высоковязкие (59 - 173 МПа·с), суммарный газовый фактор невысокий (3,3 - 9,6 м3/т), в растворенном газе большое содержание азота (41 - 63 процента).

Текущее состояние разработки Аллагуловского месторождения - удовлетворительное. Всего в настоящее время на Аллагуловском месторождении пробурено 17 скважины, 3 скважины ликвидированы. Исходя из динамики показателей разработки Аллагуловского месторождения пик добычи приходится на 2002 - 2004 года.

Все скважины Аллагуловского месторождения работают механизированным способом. Выбор способа эксплуатации был сделан в пользу использования ШСНУ.

Проанализировав технико-эксплуатационные характеристики фонда скважин рассматриваемого промыслового объекта выяснилось, что основной фонд механизированных скважин эксплуатируется в интервале дебитов до 5 т/сутки. Половина действующего фонда имеет практически безводную нефть. Предпочтение отдается вставным насосам типа 25-125-RHAM и 25-225-THM.52,9 процента скважин работают длиной хода равной от 2,5 до 3 метра. Максимальное количество качаний у 5,9 процента скважин (от 5 до 6 мин-1).

Основную часть отказов составляют обрывы штанг из-за повышенной вязкости и отложений АСПО.

Внедрение скребков-центраторов на скважинах Аллагуловского месторождения технологически эффективно, так как заметно снижается количество ремонтов и наблюдается прирост добычи нефти.

Заключение

В ходе выполнения итогового аттестационного проекта рассмотрены все методы и способы борьбы с парафином применяемые в ОАО "Ульяновскнефть" Аллагуловского м-ия. Каждый из рассмотренных методов имеет свои положительные и отрицательные стороны. Рекомендации для применения того или иного способа борьбы с парафином необходимо осуществлять для каждой конкретной скважины, основываясь на сведениях о её эксплуатации, анализируя затраты на проведение профилактических работ, причём приоритетным является такой метод, который является самым эффективным и экономически выгодным, не требующим больших затрат.

Аллагуловском месторождение самые эффективные результаты дает метод использования скребков центраторов. Как видно из анализа применения методов борьбы с АСПО, при этом происходит значительное увеличение межремонтного периода и наблюдается прирост добычи нефти.

Для защиты подземного оборудования от АСПО на скважинах оборудованных скребками-центраторами необходимо установить длину хода полированного штока не менее 1,6 м., при этом число качаний головки балансира уменьшится, что приведет к меньшему износу глубинно-насосного оборудования.

Для увеличения эффективности и снижения затрат при выполнении мероприятий по борьбе с АСПО, предлагаю:

1. Использовать системный подход при планировании мероприятий. При этом необходимо учитывать: экономическую и технологическую эффективность данного метода; количество выполненных подземных ремонтов по причине АСПО при использовании данного метода; область возможного применения и степень изученности данного метода; физико-химическая характеристика добываемой жидкости и технологический режим эксплуатации скважин.

2. По каждому применяемому методу вести расчет экономической эффективности с целью рационального выбора малозатратных технологий.

3. Необходимо повысить качество расследований всех случаев запарафинивания подземного оборудования с выявлением причин отказов.

4. Выявлять следствия отложений АСПО на глубинно-насосном оборудовании с классификацией по признакам: отложения АСПО являются основной причиной подземного ремонта, отложения АСПО привело к осложнениям в процессе ремонта и повлияло на отказ оборудования, отложения АСПО не привело к осложнениям в процессе ремонта.

5. Необходимо следить за максимальной нагрузкой на полированный шток.

6. Скребки-центраторы применять совместно со штанговращателем.

7. Периодически производить проверку работы штанговращателя.

8. Ежеквартально проводить анализ выполнения мероприятий по борьбе с АСПО.

9. Перенимать опыт работы в области борьбы с АСПО, у тех компаний, где есть хорошие результаты.

Литература

1. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра 1989.

2. Амиров А.Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин М.: Недра 1979.

3. Гиматудинов Ш.К. - Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974.

4. Каплин Л.С., Ранетдинов У.З. - Введение в технологию и технику нефтедобычи, - Уфа ПКФ Конкорд - Инвест, 1995 г.

5. Мухаметзянов А.К. Чернышов И.Н. Линерт А.И. - Добыча нефти штанговыми насосами. - М.: Недра 1993 г.

6. Гуськова И.А., Захарова Е. Ф." Методические указания по оформлению курсовых и дипломных проектов в соответствии с требованиями ЕСКД" Типография Альметьевского нефтяного института.

7. Ибрагимов Н.Б., Фадеев В.Г. Комплексные технологии борьбы с АСПО.

8. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубинно - насосная добыча вязкой нефти. Уфа. Башкирское книжное издательство, 1992 г.

9. Геологический отчет по Аллагуловскому месторождению за 2010 г.

10. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. М., Недра 1983 г.

11. Проект разработки Аллагуловского месторождения, 1992 г.

12. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамографом - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 127 с.

13. Методические указания по организации и выполнению дипломного проекта для студентов специальности 130503.65 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" для студентов всех форм обучения.

Обозначения и сокращения

ГЗУ - групповая замерная установка;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ВНК - водонефтяной контакт;

ППД - поддержание пластового давления;

ШГН - штанговый глубинный насос;

ЭЦН - электро-центробежный насос;

ГТМ - геолого-технические мероприятия;

ПЗС - призабойная зона скважины;

НКТ - насосно-компрессорная труба;

ГНО - глубинно-насосное оборудование;

АСПО - асфальтово-смолистые парафиновые отложения;

КРС - капитальный ремонт скважин;

МРП - межремонтный период;

ВНК - водонефтяной контакт;

ОПР - опытно-промышленные работы;

РД - руководящий документ;

ГДИ - гидродинамические исследования;

ГТМ - геолого-технические мероприятия;

ФЕС - фильтрационные емкостные свойства.

Реферат

Пояснительная записка содержит 68 страницы машинописного текста, 15 таблиц, 24 рисунков, список использованных источников 13 наименований, 2 приложении.

СКВАЖИНА, ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ, ТИПЫ НАСОСОВ, ГЛУБИНА СПУСКА НАСОСА, ВЫХОД ИЗ СТРОЯ ШСНУ, МРП, ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ, МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

Объектом исследования является добывающий фонд скважин, оборудованных ШСНУ, Аллагуловского месторождения.

Цель работы - анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ.

Предусмотрено:

анализ отказов скважин оборудованных ШСНУ;

анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ;

подбор оборудования для скважин оборудованных ШСНУ;

расчет предлагаемого метода увеличения МРП скважин

Область применения: предлагается дальнейшее применение оборудования для увеличения срока эксплуатации скважин Аллагуловского месторождения.

Размещено на Allbest.ru

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены