ПНИПУ, эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти (дипломная работа)

Примерная тематика ВКР

Тематика выпускных квалификационных работ должна быть направлена на решение актуальных задач разработки нефтяных залежей, эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатации систем сбора и подготовки скважинной продукции применительно к условиям конкретного месторождения (объекта разработки).

Примерные названия тем ВКР:

«Повышениеэффективности разработки бобриковской залежи нефти Сибирского месторождения»;

«Повышениеэффективностиэксплуатации добывающих скважин на Шершневском месторождении (бобриковская залежь)»;

«Анализ эффективности кислотных обработок на Рассветном месторождении (залежь пласта Бш2)»;

«Повышение эффективности эксплуатации скважин установками щтанговых насосов на Маячном нефтяном месторождении (турнейская залежь)»;

«Совершенствование системы поддержания пластового давления при разработке Рассветного нефтяного месторождения (пласт Бш₁)».

Структура и содержание ВКР

Выпускная квалификационная работа должна включать введение, технологическую часть, заключение, список использованных источников информации (библиографический список). Примерный объем основного раздела – технологической части ВКР – до 45-50 листов машинописного текста.

Введение - до 2 стр. Рассматриваются роль и текущее состояние отрасли (нефтегазовый комплекс как часть топливно-энергетического комплекса). Дается обоснование выбора темы ВКР.

Технологическая часть включает следующие разделы:

1. Геолого-физическая характеристика объекта разработки - до 10 стр.

2. Состояние разработки залежи - до 8 стр.

3. Состояние эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин - до 8 стр.

4. Сбор и промысловая подготовка скважинной продукции - до 3 стр.

5. Основные выводы по п.п. 2, 3, 4 с выделением проблемы или задачи, актуальных для разработки и эксплуатации залежи.

6. Разработка и обоснование рекомендаций, направленных на решение выделенной проблемы или задачи (название подраздела формулируется в соответствии с темой ВКР) – до 10 стр.

7. Технико-экономическая оценка предложенных рекомендаций (решений) с определением сроков их окупаемости, чистого дисконтированного дохода и индекса доходности инвестиций - до 4 стр.

Рекомендации и методические указания по содержанию разделов технологической части приведены в Приложении 2.

Примерное содержание раздела ВКР по разработке и обоснованию рекомендаций, направленных на решение выделенной проблемы или задачи приведено в приложении 3.

Заключение - до 2 стр. Основные выводы по выполненной работе с общей оценкой состояния разработки и эксплуатации рассмотриваемого объекта, выделенных при этом проблем и задач, решение которых должно быть направлено на повышение эффективности процессов добычи нефти на месторождении. Акцентируется собственный вклад автора в решение выделенных проблем и/или задач.

Рекомендуемый состав выпускной работы:

• титульный лист (выдается на кафедре)

• задание на выполнение ВКР

• содержание

• список таблиц по тексту

• список рисунков по тексту

• текстовый материал (введение, технологическая часть, заключение)

• библиографический список (список использованной литературы и других источников информации)

• приложения.

Приложение 1

Тематика вопросов и практических (ситуационных) заданий государственного экзамена по основным учебным дисциплинам

1. Горные породы-коллекторы нефти и газа: общая характеристика.

2. Пористость и проницаемость горных пород.

3. Удельная поверхность горных пород, ее роль при фильтрации нефти и газа.

4. Горное давление. Напряженное состояние горных пород в массиве и в околоскважинных зонах. Эффективное давление.

5. Фазовые состояния углеводородных систем. Фазовые диаграммы.

6. Растворимость газов в нефти и в воде. Давление насыщения нефти газом. Кривые разгазирования.

7. Состав и свойства нефтяных газов.

8. Состав и свойства нефти.

9. Состав и свойства пластовых вод.

10. Сжимаемость и сверхсжимаемость нефтяных газов.

11. Плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях.

12. Плотность газов в пластовых и поверхностных условиях.

13. Вязкость нефти в пластовых и поверхностных условиях.

14. Аномально-вязкие нефти. Структурированные (неньютоновские) жидкости.

15. Поверхностно-молекулярные  свойства   системы   «порода-вода- нефть-газ».

16. Поверхностное (межфазное) натяжение в пластовых системах.

17. Капиллярное давление. Роль капиллярных сил при добыче нефти.

18. Смачиваемость горных пород Краевой угол смачивания. Фильные и фобные свойства горных пород.

19. Фазовые и относительные проницаемости.

20. Формула Дюпюи для притока жидкости в скважину. Вывод.

21. Коэффициент продуктивности скважины.

22. Исследование нефтяных скважин при установившихся режимах.

23. Исследование нефтяных скважин при неустановившихся режимах. КВД.

24. Фильтрация жидкости и газа в пористых средах. Скорость движения, скорость фильтрации.

25. Линейный и нелинейные законы фильтрации.

26. Индикаторная диаграмма нефтяной скважины.

27. Обработка данных исследований нефтяной скважины при установившихся режимах.

28. Неустановившаяся фильтрация жидкости.

29. Категории ресурсов и запасов месторождений нефти и газа.

30. Методы геофизических исследований скважин. Выделение коллекторов по ГИС в терригенном и карбонатном разрезах.

31. Геологическая неоднородность. Коэффициенты расчлененности, песчанистости.

32. Геологические запасы нефти и газа. Методы подсчета запасов.

33. Извлекаемые запасы нефти. Коэффициент извлечения нефти. Методы определения КИН. Коэффициенты охвата и вытеснения.

34. Системы и способы разработки многопластовых месторождений.

35. Динамика добычи нефти. Стадии разработки нефтяных месторождений.

36. Природные режимы нефтяных месторождений. Водонапорный, упруговодонапорный режимы, режим газовой шапки и растворенного газа.

37. Системы разработки залежей нефти с поддержанием пластового давления.

38. Схемы размещения скважин эксплуатационного объекта.

39. Виды проектно-технологической документации при разработке нефтяных месторождений. План пробной эксплуатации разведочных скважин. Проект пробной эксплуатации. Технологическая схема. Проект разработки.

40. Постоянно действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ). Этапы гидродинамического моделирования.

41. Экономическая оценка вариантов разработки месторождения. Основные показатели экономической эффективности.

42. Гидраты природных и нефтяных газов. Условия образования.

43. Забойное давление в нефтяных фонтанной и механизированных скважинах. Давление у приема скважинного насоса.

44. Потери давления на трение в насосно-компрессорных трубах (в скважине).

45. Схема скважины с установкой штангового насоса. Подземное и наземное оборудование. Принципиальная схема штангового плунжерного насоса.

46. Схема скважины с установкой погружного электроцентробежного насоса. Подземное и наземное оборудование.

47. Производительность штангового насоса. Коэффициент подачи установки СШН, его составляющие.

48. Характеристика ―напор – подача‖ для ЭЦН.

49. Типовые конструкции забоев скважин.

50. Способы регулирования режима работы установок скважинных штанговых насосов.

51. Технологический режим работы нефтедобывающей скважины. Показатели режима.

52. Технологии и оборудование для соляно-кислотной обработки скважин (СКО).

53. Технологии и оборудование для проведения гидравлического разрыва пласта.

54. Насосно-компрессорные трубы (НКТ). Механический расчет (основы).

55. Плотность водонефтяной и газожидкостной смеси.

56. Требования к качеству товарной нефти.

57. Системы сбора и промысловой подготовки продукции нефтедобывающих скважин.

58. Измерение дебитов, обводненности и газовых факторов добывающих скважин.

59. Сепарация нефти (отделение попутного газа). Виды сепарации.

60. Гидравлический расчет нефтепровода. Цели и задачи.

61. Увеличение пропускной способности нефтепроводов.

62. Принципы расчета гравитационных сепараторов на пропускную способность по газу и жидкости.

63. Подготовка нефти на промысле. Цели и задачи.

64. Характеристика нефтяных эмульсий.

65. Разрушение нефтяных эмульсий (деэмульсация).

66. Сбор, подготовка и утилизация сточных вод на промыслах.

67. Осложнения при эксплуатации скважин и нефтепромысловых систем.

Практические (ситуационные) задания

1. Определить забойное давление в фонтанирующей добывающей скважине при следующих исходных данных: глубина скважины L, буферное давление Рбуф, дебит скважины Q. Скважина оборудована обсадными трубами с наружным диаметром Dи толщиной стенки t1, НКТ с наружным диаметром dи толщиной стенки t2. Динамическая вязкость пластовой нефти В. Плотность жидкости в скважине П.

2. Добывающая скважина оборудована установкой скважинного штангового насоса с диаметром плунжера dпл , работающего с длиной хода полированного штока S и числом двойных ходов n. Фактическая подача насоса равна Q. Объемный коэффициент нефти равен b, коэффициент деформации штанг и труб равен Д, коэффициент наполнения Н. Определить коэффициент учета утечек.

3. Определить давление у приема электроцентробежного насоса ЭЦН5-30-1500 при следующих исходных данных: скважина обсажена трубами ОТТМ 146×8,5, глубина скважины Н, глубина подвески насоса на НКТ73×5,5 Ннас, дебит скважины Q, плотность добываемой продукции П, вязкость В, забойное давление Рз, давление насыщения Рнас.

4. Определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений при движении нефти по нелинейному (двучленному) закону в пласте толщиной h, проницаемостью k, насыщенном нефтью вязкости μ к скважине, работающей с дебитом (объемным расходом) Q при депрессии на пласт ΔР. Радиус контура питания r_к, радиус скважины r_с.

5. Построить и обработать индикаторную диаграмму нефтедобывающей скважины. Исходные данные: пластовое давление Р_к, радиус контура питания r_к, радиус скважины r_с, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта h, вскрытая толщина пласта b, динамическая вязкость нефти μ. Результаты замеров приведены в таблице.

6. Определить пропускную способность промыслового нефтепровода (Q). Исходные данные: внутренний диаметр трубы D, длина нефтепровода L, давление в начале нефтепровода Р1, давление в конце нефтепровода Р2, высотные отметки в начале и в конце нефтепровода z1 и z2соответственно. Вязкость (кинематическая) Вн, плотность нефти Пн.

7. Определить диаметр промыслового нефтепровода (D). Исходные данные: объемный расход жидкости Q, длина нефтепровода L, давление в начале нефтепровода Р1, давление в конце нефтепровода Р2, высотные отметки в начале и конце нефтепровода z1 и z2соответственно. Вязкость (кинематическая) Вн, плотность нефти Пн.

8. Определить, насколько увеличится пропускная способность промыслового газопровода (Q2/Q1) при увеличении давления в начале трубы. Исходные данные: средний коэффициент сверхсжимаемости газа z1 при Р1-1; z2 при Р1-2; давление в конце газопровода Р2; давление в начале газопровода до его изменения Р1-1, после изменения Р1-2.

9. Выполнить анализ графика разработки (указывается название залежи) залежи (указывается название месторождения) месторождения.

Приложение 2

Рекомендации и методические указания по содержанию разделов технологической части ВКР

1. Геолого-физическая характеристика объекта разработки

1.1. Характеристика района работ – до 2 стр.

Приводятся сведения об административном и территориальном расположении месторождения, климатических и других особенностях района работ. Включается выкопировка из карты с выделением рассматриваемого месторождения.

1.2. Стратиграфия и тектоника месторождения – до 2 стр.

1.3. Нефтегазоносность месторождения (включая форму, размеры, тип залежи рассматриваемого объекта) – до 2 стр.

1.4. Состав и коллекторские свойства горных пород – до 2 стр.

1.5. Состав и свойства пластовых флюидов (нефть, попутный газ, пластовая вода) – до 2 стр.

1.6. Запасы нефти и попутного нефтяного газа – балансовые (геологические) и извлекаемые – до 2 стр.

Пункты 1.4, 1.5 и 1.6 содержат информацию по рассматриваемому объекту разработки.

2. Состояние разработки залежи

2.1. Краткие сведения об открытии месторождения и этапах его освоения. Сведения о предприятии, осуществляющем разработку месторождения – до 2 стр.

2.2. Проектирование разработки объекта (залежи). Действующий проектный документ на разработку залежи (месторождения), год создания документа, проектная организация. Основные положения принятого варианта разработки – до 2-х стр.

2.3. Текущее состояние раработки объекта. Сравнение проектных и фактических показателей. Анализ графика разработки объекта. Контроль и регулирование разработки залежи – до 4 стр.

3. Состояние эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин

3.1. Фонд действующих скважин. Коэффициенты использования и эксплуатации скважин. Способы эксплуатации – до 2 стр.

3.2. Основные сведения о бурении скважин, вскрытии продуктивных пластов, конструкциях скважин, конструкциях забоев. Освоение скважин после бурения и капитального ремонта, вторичное вскрытие пластов – до 3 стр.

3.3. Характеристика технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Характеристика скважинного оборудования – до 3 стр.

3.4. Осложнения при эксплуатации скважин – до 2 стр.

4. Сбор и промысловая подготовка скважинной продукции – до 3 стр.

5. Основные выводы по состоянию разработки и эксплуатации рассматриваемого объекта – до 2 стр.

6. Разработка и обоснование рекомендаций, направленных на решение выделенной проблемы или задачи

6.1. Анализ промысловых данных, необходимых для решения задачи.

6.2. Анализ источников информации (научно-техническая литература, открытые источники технической информации и др.)

6.3. Обоснование мероприятий (рекомендации, предложения, решения)

6.4. Способы реализации.

Приложение 3

Примерное содержание раздела ВКР по разработке и обоснованию рекомендаций, направленных на решение выделенной проблемы или задачи

Тема: «Повышение эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению производительности добывающих скважин»

1. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) по увеличению производительности добывающих скважин, выполненные на месторождении (период для анализа данных должен составлять не менее 2 лет, включая последний календарный год).

Приводятся виды ГТМ, номера скважин, на которых они проведены, излагаются основы методов (например, методов воздействия на прискважинные зоны пластов), на которых построены технологии проведенных ГТМ, дается краткое описание технологий.

2. Выбор скважин и технологий для проведения ГТМ.

Приводится краткий обзор руководящих, методических, нормативных и других документов, на основе которых на данном предприятии осуществляется выбор скважин и технологий для проведения ГТМ; выделяются основные факторы, определяющие этот выбор.

3. Планы проведения ГТМ на скважинах, их реализация.

Рассматриваются порядок составления, согласования и утверждения планов проведения ГТМ, их содержание - на примерах отдельных скважин, технологий. Реализация планов при проведении работ на скважинах, степень соответствия выполненных работ разработанному плану. Отчетная первичная документация о выполнении работ, отражение в ней тех или иных отклонений от плана.

4. Подготовка скважин к проведению работ и вывод их на установленный режим эксплуатации после ГТМ.

Дается описание способов глушения скважин, освоения их после ГТМ: используемые техника, материалы, технологические растворы; исполнители работ, система контроля; вывод скважин на режим при эксплуатации их УЭЦН и др.

5. Результаты проведения ГТМ на скважинах.

Прогнозная оценка ожидаемых результатов проведения ГТМ; фактические показатели работы скважин после ГТМ: производительность, продолжительность периода действия эффекта; технологическая эффективность ГТМ (увеличение отборов нефти, уменьшение отборов воды). Методики определения технологической эффективности; исследование скважин до и после проведения ГТМ.

6. Экономические показатели, характеризующие эффективность ГТМ.

Затраты на проведение работ, источники финансирования; себестоимость продукции скважин (нефть, газ) до и после проведения ГТМ; оценка прибыли, полученной за счет проведения мероприятий; поток денежной наличности, показатели рентабельности.

7. Основные выводы по результатам анализа промысловых данных.

8. Разработка мероприятий (рекомендаций) по повышению эффективности ГТМ, их технико-экономическая оценка.

Тема:«Повышение эффективности эксплуатации скважин с помощью установок скважинных штанговых насосов»

1. Фонд и технологические режимы эксплуатации добывающих скважин, оборудованных УСШН.

Распределение фонда скважин с УСШН по: продуктивности скважин типоразмерам насосов; дебитам по нефти и жидкости; обводненности; динамическим и статическим уровням; глубине подвески насосов; длине хода полированного штока; числу качаний балансира; типоразмерам станков- качалок, конструкциям штанговых колонн.

2. Показатели, характеризующие эффективность работы установки СШН.

Коэффициент подачи и его составляющие (коэффициенты наполнения, деформаций штанг и труб, утечек, изменения объема откачиваемой жидкости). Основные факторы, действие которых приводит к уменьшению коэффициентов подачи. Межремонтный период работы скважин, основные виды и причины подземных ремонтов, выход из строя элементов скважинного оборудования.

3. Осложнения при эксплуатации скважин УСШН.

Осложнения, связанные с технологическими факторами: отложения органических и неорганических солей в скважинах; вредное влияние газа на работу насосов; вынос песка в скважину; высокая вязкость откачиваемой жидкости; «затопление» забоя водой и др. Осложнения, связанные с техническими факторами (кривизна ствола и др.); частота обрывов штанг.

4. Основные выводы по результатам анализа промысловых данных.

5. Разработка мероприятий, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин с помощью УСШН.

Оптимизация забойного давления, смена насоса, изменение глубины подвески насоса, оборудование приема насоса газосепаратором, хвостовиком, изменение конструкции колонны насосных штанг, применение глубинных дозаторов реагента и др.

6. Технико-экономическая оценка эффективности предлагаемых мероприятий (см. п.6, стр10).

Тема:«Повышение эффективности эксплуатации с помощью установок скважинных электроцентробежных насосов»

1. Фонд и технологические режимы эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

Распределение фонда скважин с УЭЦН по: продуктивности скважин типоразмерам насосов; дебитам по нефти и жидкости; обводненности; динамическим и статическим уровням; забойному давлению; глубине подвески насосов.

2. Показатели, характеризующие эффективность работы установок ЭЦН в скважинах.

Подача жидкости, развиваемый насосом напор, фактическая напорная характеристика ЭЦН при работе в скважине, сравнение ее с паспортной характеристикой; оценка КПД насосной установки. Межремонтный период работы скважин с УЭЦН, основные виды и причины ремонтов; выход из строя отдельных элементов установки.

3. Осложнения при эксплуатации скважин УЭЦН.

Оценка влияния вязкости, газосодержания откачиваемой жидкости (газожидкостной смеси), наличия в ней песка на работу ЭЦН; отложения органических и неорганических солей в насосе и на стенках насосно- компрессорных и обсадных труб; выход из строя электрокабеля и др.

4. Вывод скважин с УЭЦН на рабочий режим эксплуатации после подземных ремонтов (включая внедрение установки ЭЦН на скважине).

Динамика давлений на забое, на устье - буферного и затрубного, динамического уровня, подачи, напора, токовых характеристик при запуске установки и выводе скважины на режим работы; специальные исследования, направленные на выявление причин неэффективного освоения скважин с ЭЦН.

5. Основные выводы по результатам анализа промысловых данных.

6. Разработка мероприятий, направленных на повышение эксплуатации скважин с УЭЦН.

Оптимизация забойного давления, смена насоса, изменение глубины подвески насоса, оборудование приема насоса газосепаратором, хвостовиком; мероприятия по предупреждению отложениий асфальтено- смоло-парафиновых веществ, неорганических солей и по удалению отложений; оптимизация режима запуска установок после подземного ремонта и др.

7. Технико-экономическая оценка эффективности предлагаемых мероприятий (п. 6, стр.10).

Тема:«Анализ и совершенствование работы системы сбора и подготовки скважинной продукции на промысле»

1. Детальное описание действующей системы сбора скважинной продукции на рассматриваемом объекте (цех или отдельный участок): приводится технологическая схема с включением всех элементов, характеристики элементов (трубопроводы, замерные и сепарационные установки, насосные станции и др.), приводятся технологические показатели (расходы нефти, воды, газа, давления в узловых точках, в начале и конце трубопроводов, температура в осенне-зимний и весенне-летний периоды), продольные профили трубопроводов.

2. Выделение участков (элементов) системы сбора с характерными для них видами осложнений при эксплуатации (увеличение давлений во времени, разрушение под действием коррозии, работа в пульсирующем режиме и др.)

3. Оценка эффективности работы установок по измерению скважинной продукции по ее составляющим (включая фактическую погрешность измерений).

4. Сопоставление фактических показателей работы отдельных элементов системы сбора с паспортными (по производительности, развиваемому давлению, потребляемой мощности и др.).

5. Использование системы сбора для предварительного разделения фаз (нефть, вода). Эффективность работы установки по предварительному обезвоживанию продукции скважин.

6. Технологический процесс подготовки нефти на УППН. Показатели качества товарной нефти.

7. Утилизация сточных (пластовых) вод. Эффективность работы системы водоподготовки.

8. Себестоимость сбора и промысловой подготовки нефти.

9. Разработка предложений (рекомендаций) по совершенствованию и повышению эффективности работы системы сбора и подготовки скважинной продукции, их технико-экономическая оценка. Мероприятия могут быть направлены на уменьшение потерь нефти и газа, снижение затрат при их сборе и подготовке, на увеличение производительности объектов и отдельных элементов системы, на улучшение условий труда при их обслуживании, на сокращение расхода материалов, реагентов, повышение качества товарной продукции, сохранение окружающей среды и сложившейся системы землепользования, на повышение промышленной безопасности объектов.