Файл: Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 235
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3/сут при разных динамических уровнях.
По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину). Общая минерализация вод составляет 235,27 - 260,80 г/л, плотность 1120,0 кг/м3, вязкость 1,71 - 1,72 мПас. Пластовое давление составило 11,8 - 12,2 МПа.
Состав газа азотный. Газонасыщенность составила 0,08 - 0,12 м3/т. Упругость газа 2,0 - 4,5 мПа. Объемный коэффициент 0,998.
Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 2.1.6.
Таблица 2.1.6 - Характеристика попутных газов продуктивных отложений Миннибаевской площади
Таким образом, рассматривая состав и физико-химические свойства пластовых флюидов, можно сделать следующие выводы. Нефти месторождения по результатам исследований можно отнести к сернистым, парафинистым, к средним, маловязким - в отложениях девона и тяжелым, высоковязким - в отложениях карбона.
2.2 Статистический анализ причин выхода в ремонт скважин объекта
Проведен анализ основных причин эксплуатационных отказов внутрискважинного оборудования для условий Миннибаевской площади в течение 2015, 2016 годов [31]. В таблице 2.2.1 и графическом разделе показаны объемы ремонтов в скважинах, а величина общего количества ремонтных работ в течение анализируемых двух лет составила 93 ремонтные работы, из которых в 2015 году было проведено 51 ремонтов, а уже в 2016 году данный показатель снизился на 14% и составил 42 ремонта.
Таблица 2.2.1 – Причины ремонтных работ на скважинах Миннибаевской площади за период 2015-2016 гг.
Продолжение таблицы 2.2.1
Рисунок 2.2.1 – Сравнительное распределение причин ремонтов по скважинам Миннибаевской площади за 2015 год
Основной фонд ремонтов в 2015 году составляют (рисунок 2.2.1): обрыв штанговых колонн – 17,6% от проведенных ремонтов, коррозионное отверстие в НКТ – 9,8% от проведенных ремонтов, износ клапанных узлов ШСН, износ насоса ШГН, отложение парафина в НКТ – по 7,8% от проведенных ремонтов.
К основному фонду ремонтных работ за 2016 год относятся (рисунок 2.2.2): обрыв штанговых колонн – 14,3% от проведенных ремонтов, коррозионное отверстие в НКТ – 9,5% от проведенных ремонтов, износы штанговых глубинных насосов – 9,5% от проведенных ремонтов. Можно отметить, что по сравнению с предыдущим 2015 годом в 2016 году уменьшилось
количество ремонтов по причине обрыва штанг, а также коррозионного отверстия в НКТ, количество ремонтов из-за отложения парафина в НКТ также снизилось, составив всего 4,8% от анализируемого количества ремонтов.
Рисунок 2.2.2 – Сравнительное распределение причин ремонтов по скважинам Миннибаевской площади за 2016 год
К основному фонду ремонтных работ в целом за 2015-2016 годы можно отнести: обрыв штанговых колонн – 16,1% от проведенных ремонтов, коррозионное отверстие в НКТ – 9,68% от проведенных ремонтов. Удельная доля ремонтов по остальным причинам в общем объеме ремонтных работ составила 45%, т.е. меньше половины от всех причин ремонтов. Рассмотрено распределение по основным причинам ремонтов из-за эксплуатационных отказов по скважинам, связанным с коррозией оборудования за 2015 и 2016 годы (таблица 2.2.2).
Таблица 2.2.2 – Распределение по основным причинам отказов скважин при их эксплуатации, связанных с коррозией оборудования в течение 2015-2016 годов
Рисунок 2.2.3 – Причины ремонтных работ из-за коррозии оборудования для скважин Миннибаевской площади за 2015 год
За 2015 год наблюдалось три основные причины ремонтов, связанных с коррозией оборудования (рисунок 2.2.3):
– сквозная коррозия корпуса ПЭД – за 2015 год 12,5% от общего количества ремонтов
По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину). Общая минерализация вод составляет 235,27 - 260,80 г/л, плотность 1120,0 кг/м3, вязкость 1,71 - 1,72 мПас. Пластовое давление составило 11,8 - 12,2 МПа.
Состав газа азотный. Газонасыщенность составила 0,08 - 0,12 м3/т. Упругость газа 2,0 - 4,5 мПа. Объемный коэффициент 0,998.
Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 2.1.6.
Таблица 2.1.6 - Характеристика попутных газов продуктивных отложений Миннибаевской площади
| Наименование | ярусы, горизонты | ||||
| пашийский | кыновский | бурегский | бобриковский | турнейский | |
| молярная доля, % | молярная доля, % | молярная доля, % | молярная доля, % | молярная доля, % | |
| Сероводород Углекислый газ Азот+редкие в том числе: Гелий Метан Этан Пропан i-Бутан n-Бутан i-Пентан n-Пентан Гексан+высшие Плотность: газа, кг/м3 | 0,00 0,31 9,53 не опр. 20,78 23,16 29,10 3,89 6,88 2,09 1,90 2,36 1,35 | 0,00 0,19 9,29 не опр. 21,58 22,58 29,57 3,05 7,44 2,25 1,94 2,11 1,25 | 13,49 7,36 - не опр. 14,56 17,21 20,98 3,90 10,69 4,21 3,58 4,00 1,34 | 0,49 2,56 29,90 не опр. 9,43 13,46 20,82 5,59 8,66 2,75 2,34 4,01 1,36 | 0,00 2,09 32,20 не опр. 7,52 13,89 19,12 6,61 9,41 4,92 2,45 1,79 1,27 |
Таким образом, рассматривая состав и физико-химические свойства пластовых флюидов, можно сделать следующие выводы. Нефти месторождения по результатам исследований можно отнести к сернистым, парафинистым, к средним, маловязким - в отложениях девона и тяжелым, высоковязким - в отложениях карбона.
2.2 Статистический анализ причин выхода в ремонт скважин объекта
Проведен анализ основных причин эксплуатационных отказов внутрискважинного оборудования для условий Миннибаевской площади в течение 2015, 2016 годов [31]. В таблице 2.2.1 и графическом разделе показаны объемы ремонтов в скважинах, а величина общего количества ремонтных работ в течение анализируемых двух лет составила 93 ремонтные работы, из которых в 2015 году было проведено 51 ремонтов, а уже в 2016 году данный показатель снизился на 14% и составил 42 ремонта.
Таблица 2.2.1 – Причины ремонтных работ на скважинах Миннибаевской площади за период 2015-2016 гг.
| Вид ремонта | Количество ремонтов, ед. | Доля от общего количества ремонтов, % | За 2014 г., ед. | За 2015 г., ед. | За 2014 г., % | За 2015 г., % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Выход из строя гидрозащиты | 1 | 1,08 | 1 | 0 | 1,96 | 0,00 |
| Выход из строя ПЭД | 1 | 1,08 | 1 | 0 | 1,96 | 0,00 |
| Пробой изоляции кабеля | 1 | 1,08 | 1 | 0 | 1,96 | 0,00 |
| Сквозная коррозия корпуса ПЭД | 2 | 2,15 | 1 | 1 | 1,96 | 2,38 |
| Заклинивание плунжера ШСН | 2 | 2,15 | 1 | 1 | 1,96 | 2,38 |
| Засорение клапанов | 2 | 2,15 | 2 | 0 | 3,92 | 0,00 |
| Износ клапанныx узлов ШСН | 5 | 5,38 | 4 | 1 | 7,84 | 2,38 |
| Износ насоса ШГН | 8 | 8,60 | 4 | 4 | 7,84 | 9,52 |
| Износ, разрушение коррозионное | 3 | 3,23 | 2 | 1 | 3,92 | 2,38 |
| Коррозионное отверстие в НКТ | 9 | 9,68 | 5 | 4 | 9,80 | 9,52 |
| Негерметичность НКТ | 3 | 3,23 | 1 | 2 | 1,96 | 4,76 |
| Негерм-ть пакера | 1 | 1,08 | 0 | 1 | 0,00 | 2,38 |
| Негерм-ть экспл. колонны | 2 | 2,15 | 1 | 1 | 1,96 | 2,38 |
| Неисправность протектора | 1 | 1,08 | 0 | 1 | 0,00 | 2,38 |
| Неисправность сливного клапана | 1 | 1,08 | 0 | 1 | 0,00 | 2,38 |
| Обрыв НКТ по резьбе | 1 | 1,08 | 0 | 1 | 0,00 | 2,38 |
| Обрыв плунжера ШСН | 4 | 4,30 | 1 | 3 | 1,96 | 7,14 |
| Обрыв штанги по муфте | 3 | 3,23 | 2 | 1 | 3,92 | 2,38 |
| Обрыв штанги по резьбе | 1 | 1,08 | 0 | 1 | 0,00 | 2,38 |
| Обрыв штанги по телу | 15 | 16,13 | 9 | 6 | 17,65 | 14,29 |
| Обрыв штанги у скребка | 3 | 3,23 | 0 | 3 | 0,00 | 7,14 |
Продолжение таблицы 2.2.1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Обрыв штока насоса | 2 | 2,15 | 1 | 1 | 1,96 | 2,38 |
| Отворот насоса | 1 | 1,08 | 1 | 0 | 1,96 | 0,00 |
| Отворот плунжера ШСН | 2 | 2,15 | 1 | 1 | 1,96 | 2,38 |
| Отворот штанг | 4 | 4,30 | 2 | 2 | 3,92 | 4,76 |
| Отложение парафина в насосе | 4 | 4,30 | 3 | 1 | 5,88 | 2,38 |
| Отложение парафина в НКТ | 6 | 6,45 | 4 | 2 | 7,84 | 4,76 |
| Отложение песка в насосе | 1 | 1,08 | 0 | 1 | 0,00 | 2,38 |
| Отложение солей в насосе | 2 | 2,15 | 1 | 1 | 1,96 | 2,38 |
| Слом/ отворот клапанной клетки | 1 | 1,08 | 1 | 0 | 1,96 | 0,00 |
| Трещина в теле НКТ | 1 | 1,08 | 1 | 0 | 1,96 | 0,00 |
| Всего | 93 | 100 | 51 | 42 | 100 | 100 |
Рисунок 2.2.1 – Сравнительное распределение причин ремонтов по скважинам Миннибаевской площади за 2015 год
Основной фонд ремонтов в 2015 году составляют (рисунок 2.2.1): обрыв штанговых колонн – 17,6% от проведенных ремонтов, коррозионное отверстие в НКТ – 9,8% от проведенных ремонтов, износ клапанных узлов ШСН, износ насоса ШГН, отложение парафина в НКТ – по 7,8% от проведенных ремонтов.
К основному фонду ремонтных работ за 2016 год относятся (рисунок 2.2.2): обрыв штанговых колонн – 14,3% от проведенных ремонтов, коррозионное отверстие в НКТ – 9,5% от проведенных ремонтов, износы штанговых глубинных насосов – 9,5% от проведенных ремонтов. Можно отметить, что по сравнению с предыдущим 2015 годом в 2016 году уменьшилось
количество ремонтов по причине обрыва штанг, а также коррозионного отверстия в НКТ, количество ремонтов из-за отложения парафина в НКТ также снизилось, составив всего 4,8% от анализируемого количества ремонтов.
Рисунок 2.2.2 – Сравнительное распределение причин ремонтов по скважинам Миннибаевской площади за 2016 год
К основному фонду ремонтных работ в целом за 2015-2016 годы можно отнести: обрыв штанговых колонн – 16,1% от проведенных ремонтов, коррозионное отверстие в НКТ – 9,68% от проведенных ремонтов. Удельная доля ремонтов по остальным причинам в общем объеме ремонтных работ составила 45%, т.е. меньше половины от всех причин ремонтов. Рассмотрено распределение по основным причинам ремонтов из-за эксплуатационных отказов по скважинам, связанным с коррозией оборудования за 2015 и 2016 годы (таблица 2.2.2).
Таблица 2.2.2 – Распределение по основным причинам отказов скважин при их эксплуатации, связанных с коррозией оборудования в течение 2015-2016 годов
| Тип эксплуатационного отказа | Количество ремонтных работ, ед. | Отношение ко всем эксплуатационным отказам, % | ||
| за 2015 год | за 2016 год | за 2015 год | за 2016 год | |
| Сквозная коррозия корпуса погружного электродвигателя ПЭД | 1 | 1 | 12,50 | 16,67 |
| Износы, разрушения коррозионные насоса | 2 | 1 | 25,00 | 16,67 |
| Коррозионные отверстия в НКТ | 5 | 4 | 62,50 | 66,67 |
| В целом | 8 | 6 | 100 | 100 |
Рисунок 2.2.3 – Причины ремонтных работ из-за коррозии оборудования для скважин Миннибаевской площади за 2015 год
За 2015 год наблюдалось три основные причины ремонтов, связанных с коррозией оборудования (рисунок 2.2.3):
– сквозная коррозия корпуса ПЭД – за 2015 год 12,5% от общего количества ремонтов