Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводненной нефти из наклонных скважин с малым дебитом

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 05.15.06
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 1998
  • Место защиты: Уфа
  • Количество страниц: 115 с.
  • бесплатно скачать автореферат
  • Стоимость: 250 руб.
Титульный лист Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводненной нефти из наклонных скважин с малым дебитом
Оглавление Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводненной нефти из наклонных скважин с малым дебитом
Содержание Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводненной нефти из наклонных скважин с малым дебитом
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. АНАЛИЗ РАБОТЫ ГЛУБИННОНАСОСНОГО ФОНДА СКВАЖИН НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ» В ПОЗДНИЙ ПЕРИОД РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1. Геологическое строение и современное состояние разработки Туймазинского нефтяного месторождения
1.2. Межремонтный период работы скважин и структура основных видов подземных ремонтов
2. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ОТКАЗЫ НАСОСОВ В ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ
2.1. Регрессионный анализ и исследование влияния технологических факторов на межремонтный период и коэффициент подачи насосов
2.2. Трение и износ плунжерной пары УСШН при высокой обводненности откачиваемой продукции
2.3. Влияние механических примесей на работу трущейся пары плунжер-цилиндр в условиях высокой обводненности
3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДВИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ В ЗАЗОРЕ ПЛУНЖЕРНОЙ ПАРЫ
3.1. Описание экспериментальной установки
3.2. Методика проведения экспериментов
3.3. Анализ результатов исследований
4. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ В ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ И НИЗКИМ ДЕБИТОМ
4.1. Устройство для предупреждения попадания механических

примесей в насос при спуско-подъемных операциях
4.2. Способ предотвращения остаточных деформаций в корпусе СШН в искривленной скважине
4.3 Использование антифрикционных присадок к откачиваемой жидкости на приеме насосов
4.4 Методика повышения эффективности эксплуатации ма-лодебитных скважин с периодической откачкой нефти
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение
Вступление ряда крупнейших нефтяных месторождений России в позднюю стадию разработки с использованием системы поддержания пластового давления закачкой воды неизбежно привело к необходимости отбирать жидкость из скважин с предельно малым (до 1...2 %) содержанием нефти /25, 32, 45, 52, 53/.
К числу таких относится Туймазинское нефтяное месторождение, на котором обводненность извлекаемой жидкости из отложений девона и нижнего карбона на современном этапе составила 92 %. Около 40 % насосного фонда при этом эксплуатируется в интервале обводненности 80..100% /13/.
Дефицит смазывающего вещества в насосе и колонне НКТ приводит к повышенному износу трущихся пар и необходимости частой смены нйсосов /34/.
Истощение пластовой энергии на поздней стадии разработки месторождения и высокая степень выработки запасов нефти являются причиной массового перевода добывающих скважин в категорию «малодебитных» с дебитом менее 3...5 м3/сут /16, 49, 60, 67, 75, 76, 92/.
Эксплуатация малодебитного фонда при высокой обводненности жидкости отличается низкими значениями межремонтного периода и высокой себестоимостью нефти. Последнее связано со значительными удельными затратами на эксплуатацию наземного оборудования при малых отборах нефти из скважин /3, 5, 6, 21, 22, 37, 63, 66, 89/.
К числу факторов, существенно осложняющих эксплуатацию относится кривизна стволов скважин. Совокупное влияние факторов дефицита смазывающей жидкости, ее расхода и искривления корпуса насоса в зоне защемления приводит к снижению рентабельности добычи из-за частых отказов оборудования /17, 30, 47, 88/.
Целью настоящей работы является создание и совершенствование технологий глубиннонасосной эксплуатации на поздней стадии разработки

все предыдущие собственные числа и вектора, но полученное собственное число переводит в X = 0:
1 = 11-Ащщ/, где I и, I = 1.
После этой операции снова повторяется шаг 1.
В результате получим набор главных компонент ъх из которого выделим наиболее существенные по их вкладу в дисперсию. Выделяя существенные факторы, с помощью метода главных компонент можно проводить классификацию объектов. Например, выбрав две главные компоненты, можно рассчитать их для различных объектов и по группируемости точек классифицировать эти объекты.
Была дана экспериментальная информация в виде набора векторов {Х;3}, {у;к}, I = 1
Даны были признаки хр

Обозначение Параметр
XI Диаметр насоса, мм
. х2 Глубина спуска насоса, м
Хз Длина хода, м
Х4 Число качаний, 1/мин
Х5 Теоретическая подача, м3/сут
Хб Дебит жидкости текущий, м3/сут
Х7 Дебит жидкости начальный, м'7сут
Х8 Обводненность начальная, %
Х9 Дебит жидкости конечный, м3/сут
Х)0 Обводненность конечная, %
Хц Время откачки в сутки, ч
Х|2 Зенитный угол выше насоса, гр.
XI3 Зенитный угол ниже насоса, гр.
Х]4 Азимутный угол выше насоса, гр.
Х15 Азимутный угол ниже насоса, гр.
Х16 Шаг инклинограммы, м
Х17 Группа посадки, б/р
Х]8 Динамический уровень начальный, м
Х19 Давление газа в затрубном пространстве начальное, атм.
х20 Динамический уровень конечный, м
Х21 Давление газа в затрубном пространстве конечное, атм.

Рекомендуемые диссертации данного раздела