Совершенствование технологии борьбы с парафином в скважинах, эксплуатируемых УШГН - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Совершенствование технологии борьбы с парафином в скважинах, эксплуатируемых УШГН

Состояние современного применения способа добычи нефти штанговыми насосами. Разработка Туймазинского месторождения. Особенности применения технологии борьбы с отложениями парафинов в скважинах, эксплуатируемых УШГН, на примере НГДУ "Туймазанефть".


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Значение нефти и газа в хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Нефть и газ являются не только видами топлива, но и важнейшими видами сырья для получения многих ценных химических продуктов. В настоящее время на территории России эксплуатируется более 1000 нефтяных месторождений, а в мире - более 23 тысяч. Количество месторождений, которые вводятся в разработку в России, постоянно растёт.
Нефтяная промышленность Башкирии со времени своего возникновения обеспечивает высокий устойчивый уровень добычи нефти. Туймазинское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в республике Башкортостан.
Добыча нефти штанговыми насосами (УШГН) остается на сегодня широко применяемым способом. Даже создание целой серии бесштанговых насосов различного типа не вытеснило этот способ из арсенала технических средств добычи нефти.
Благодаря постоянному совершенствованию, УШГН в настоящее время остаются простым, довольно надежным, экономически приемлемым и конкурентоспособным оборудованием.
Однако резервы в повышении технико-экономических показателей этого способа добычи реализованы не все.
В данной курсовой работе будут рассмотрены современные технологии борьбы с отложениями парафинов в скважинах, эксплуатируемых УШГН, на примере НГДУ «Туймазанефть».
1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Туймазинское нефтяное месторождение расположено в Российской Федерации, в Башкирии, близ города Туймазы. Относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1937г., разрабатывается с 1939 г. Месторождение относится к классу крупных. Приурочено к Туймазинскому и Александровскому поднятиям, расположенным в пределах Альметьевской вершины Татарского свода. Размеры Туймазинского поднятия составляют 40 х 20 км. Осадочная толща в пределах месторождения представлена отложениями докембрийского и палеозойского возраста. Терригенные отложения развиты не повсеместно и представлены песчаниками толщиной 0-137 м.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
На месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и отложения додевонского (венд), девонского, каменноугольного и пермского возраста.
Эйфельский ярус включает кальцеоловый и бийский горизонты. Толщина пород эйфельского яруса изменяется в пределах 8--24 м.
Живетский ярус включает афонинский, воробьевский, старооскольский и муллинский горизонты.
Афонинский горизонт представлен серыми глинисто-карбонатными породами до 4 м толщиной.
Воробьевский горизонт представлен алевролитами и аргиллитами толщиной от 0 до 3 м.
Старооскольский горизонт представлен терригенными породами -- песчаниками пласта Д IV. Толщина колеблется от 20 до 42 м.
Вышележащий муллинский горизонт составляет толщину в 19-33 м.
Франский ярус. В основании яруса залегают породы пашийского горизонта, который является основным продуктивным объектом разработки на месторождении.
Среднефранский подъярус включает саргаевский (2,6 м.), доманиковый (20-45 м.) и мендымский (25-40 м.) горизонт.
Верхнефранский подъярус на горизонты не подразделяется и сложен известняками буровато-серыми, глинистыми, иногда доло-митизированными общей толщиной 50--90 м
Фаменский подъярус. Нижнефаменский подъярус слагается доломитами буровато-серыми и серыми с прослоями глинистых известняков и ангидритов. Толщина отложений 50--130 м.
Турнейский ярус. Нижний подъярус. Заволжский горизонт представлен известняками кристаллическими и органогенными толщиной 20--60 м.
Елховский горизонт представлен аргиллитами темно-серыми, иногда углистыми, в подошвенной части -- окремнелыми. Толщина 2--5 м.
Радаевский и бобриковский горизонты практически не расчленяются и представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися и замещающими друг друга.
Серпуховский ярус сложен доломитами серыми и буровато-серыми, иногда сульфатизированными и окремнелыми. Толщина 164--200 м.
Среднекаменноугольный отдел подразделяется на башкирский и московский ярусы.
Башкирский ярус сложен серыми и светло-серыми известняками с прослоями доломитов толщиной 17--25 м.
Московский ярус состоит из верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов.
Казанский ярус -- глины темно-серые, известковистые в нижней части разреза и песчаники с прослоями глин, известняков, мергелей и доломитов. Толщина отложений колеблется от 0 до 100 м.
Общая толщина осадочной толщи палеозоя составляет от 1550 м до 1800 м.
Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к обширной брахиантиклинальной структуре, расположенной на восточном склоне южного (Альметьевского) купола Татарского свода. Размеры собственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40 Х 20 км. Строение ее асимметричное. Северо-западное крыло пологое с углами падения 10--30 о , юго-восточное более крутое-- 3--4°.
В ядре структуры поверхность кристаллического фундамента образует своего рода выступ с глубиной залегания по замкнутой изогипсе -- 1550 м. Рельеф поверхности фундамента довольно расчленен. Выявлены отдельные погружения и приподнятые участки с амплитудой относительно прилегающих зон ±50 м.
В северо-западном направлении от свода наблюдается медленное понижение поверхности кристаллических пород и в пределах месторождения наиболее характерной является изогипса с отметкой 1600 м. Юго-восточное крыло структуры погружается согласно с поверхностью фундамента более резко. Здесь установлен крутой уступ с амплитудой около 100 м. Вдоль юго-восточной окраины структуры погружение поверхности фундамента постепенно выполаживается в северо-восточном направлении. На участке, соответствующем Муллинской площади, отмечается довольно обширное плато с отметкой -- 1600 м.
Структура Туймазинского месторождения по поверхности репера «верхний известняк» в общих чертах повторяет рельеф поверхности кристаллического фундамента и является четко выраженной асимметричной брахиантиклиналью. Особенности строения крыльев и по этой поверхности сохраняются. С определенной долей условности можно выделить два относительно приподнятых свода -- Александровский на юго-западе и Туймазинский -- в центре. Вершины этих сводов смещены относительно длинной оси структуры в сторону крутого крыла, т. е. на юго-восток.
На самих структурах выделяется серия локальных куполов различных размеров, обычно не превышающих 1 км. Оси этих осложнений расположены без видимой закономерности.
По «верхнему известняку» основные размеры структуры сохраняются теми же, что и по кристаллическому фундаменту, хотя и отмечается некоторое выполаживание. Так, по замкнутой изогипсе -- 1485 м максимальная амплитуда составляет около 60 м.
Смена темпов роста структуры в это время, подвижки по разломам и фундаменте фиксируются также и развитием нескольких рукавообразных понижений, секущих структуру под некоторым углом к длинной оси. В этих палеопонижениях в условиях мелкого бассейна происходил размыв глинистых пород, разделяющих пашийские и муллинские отложения с накоплением пашийских песчаников увеличенной толщины. На отдельных участках аргиллиты были полностью размыты, и пашийские песчаники налегают на песчаники муллинского горизонта.
Структура сохраняется и по пермским отложениям, что в свое время позволило ввести ее в поисковое бурение по результатам геологической съемки.
При определении пористости использовались анализы керна и данные промыслово-геофизические исследований. Анализы керна проводились в ЦНИПРе НГДУ «Туймазанефть» и в лаборатории УФНИИ.
Всего было исследовано 6897 образцов, которые по пластам и горизонтам распределились следу ющим образом:
Д ll - 2492 образцов из 248 скважин;
Д l - 2992 образцов из 388 скважин.
фаменский ярус - 156 образцов из 16 скважин;
турнейский ярус - 360 образцов из 76 скважин;
терригенная толща - 266 образцов из 388 скважин;
При определении средних параметров коллекторов устанавливается нижний предел их пористости и проницаемости, при которых пласт утрачивает промышленную ценность.
Таблица 1 - Подсчёт средних значений пористости по образцам по скважинам.
Средняя пористость по скважинам, В %
(В знаменателе - число образцов керна, взятых при подсчёте.)
Вблизи контура нефтеносности имеются 5 определений из 4-х скважин. Средняя пористость в этих скважинах равна: по образцам - 18%, по скважинам - 18,4%. На основании вышеизложенного средняя величина пористости по пласту Д lV принята 19,5%.
Определении пористости велось тем же методом, что и по пласту Д lV . Всего сделано 56 определений. За нижний предел пористости условно принята пористость в 11% ( по аналогии Д lV ).
Таблица 2 - Данные средних значений пористости по пласту Д lll .
Средняя пористость по скважинам, В %
Как видно из таблицы, в нефтяной части пласта имеются всего четыре определения со средней пори стостью 19,2%. Наиболее полно ( 45 определений ) представлена водоносная часть пласта, где средняя пористсть равна 20,5%. Однако, эту цифру не рекомендуется принимать за среднюю величину пористости пласта в виду того, что скважины пробурены на отдельных от скважины участках. Исходя из этого, для подсчёта запасов была принята пористость по нефтенасыщенным кернам в 19%. По геофизическим данным установить зависимость амплитуды ПС от пористости не удалось.
Пористость определяется по амплитудам 2492 образцов керна из 248 скважин.
Таблица 3 - Данные средней пористости горизонта Д ll по пачкам.
Из таблицы 3 видно, что нефтеносная и водоносная части охарактеризованы довольно полно. Исходя из этого при пересчёте запасов пористость была принята раздельно для площадей: полностью нефтенасыщенных и водонасыщенных соответственно по пачкам верхней 21% и основной 22%.
Однако в связи с наличием алевролитовых интервалов и зон среднее значение пористости составляет меньшую величину: 22% по основной пачке и 20,4% по верхней пачке.
Всего исследовано 2992 образца керна из 388 скважин. Определение нижнего предела пористости проводилось аналогичным методом и величина составляет 12%.
Таблица 4 - Данные средней пористости горизонта Д l по пачкам.
При пересчёте запасов пористость была принята раздельно для площадей внутреннего контура нефтеносности и водоплавающих площадей соответственно по верхней пачке в 20% и по средней плюс нижней пачке 21%.
Для определения пористости карбонатов фаменского яруса было исследовано 156 образцов керна из 16 скважин. Тип коллектора каверзно-трещеноватый. Средняя пористость определялась по образцам и по скважинам.
Таблица 5 - Данные средних значений пористости по продуктивным отложениям фаменского яруса.
По геофизическим данным средняя пористость составляет 2,65%. Пористость при подсчёте запасов принята в 0,03%.
Определение пористости производилось по анализам керна. За нижний предел пористости принята пористость в 8%. Средняя пористость подсчитывалась по образцам и по скважинам: отдельно для нефтяной и водоносных частей продуктивного пласта.
Среднее значение пористости по всем образцам керна составляет 11%, по нефтенасыщенным - 10,9%. Среднее же значение пористости по нефтяным скважинам 10,9%.
Терригенные отложения нижнего карбона
Из отложений терригенной толщи нижнего карбона было исследовано 222 образца керна, которые по разряду распределяются следующим образом:
верхняя пачка - 90 образцов из 30 скважин;
средняя пачка - 132 образца из 47 скважин.
Для установления нижнего предела пористости было использовано 49 образцов.
Таблица 6 - Данные значений средней пористости по пачкам терригенной толщи нижнего карбона.
Пористость по промыслово-геофизическим данным равна 19%, которую принимают за более приемлемую.
Проницаемость коллекторов изучалась в лабораторных условиях путём исследования образцов керна, отработанных в процессе бурения скважин.
По пласту Д lV из 125 определений 26 образцов являются непроницаемыми. Ниже приводим распределение проницаемости по интервалам пористости.
В интервале пористости 10-11% проницаемых образцов нет, в интервале 10-12% - 2 проницаемых образца, в интервале 12-13% число проницаемых образцов 5. Из этого следует, что с возрастающим значением пористости возрастает количество проницаемых образцов. Наибольшее число определений группируются в интервалах пористости 15-20%.
По пласту Д lll из 56 определений 7 образцов оказались непроницаемыми. Как показывают исследования, наибольшее число определений падают на интервалы 17-19% и 21-23%.
Для расчётов темпов обводнения, сроков разработки залежи и возможных коэффициентов нефтеотдачи, знание средних значений коэффициентов проницаемости недостаточно. Эти важные технико-экономические показатели могут быть рассчитаны с достаточной для практических целей точностью, если известна степень неоднородности пласта.
Результаты обработки данных исследования кернов отдельно по пачкам горизонтов Д l и Д ll , а также по горизонтам в целом.
Лабораторные определения карбонатных отложений фаменского яруса показали, что почти все образцы непроницаемы.
Из таблицы 7 распределения проницаемости образцов по интервалам пористости, которая будет приведена ниже, видно, что в интервале до 5% проницаемых образцов нет. В интервале выше 10% непроницаемых нет. А в интервале от 5% до 10% встречаются и те и другие.
Таблица 7 - Распределение проницаемости образцов по интервалам пористости.
Таблица 8 - Данные распределения проницаемости по интервалам пористости.
Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт Д IV, в котором обнаружена небольшая залеж нефти на Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчанный пласт ДIII, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади. Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчанники пласта ДII, которые на Туймазинской площади содержат крупные (12*9 км) залежь нефти. Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта ДI пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской и Александровской площадях.
Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса, в основном в отложениях верхнефаменского подъяруса. Промышленная нефть имеется в верхней части пористых известняков турнейского яруса. Нефть турнейского яруса плотностью 868 кг/м3, содержание серы до 2,8%.
К песчанникам бобриковского горизонта на Туймазинской и Александровской площадях приурочены залежи нефти, которые являются самостоятельными объектами разработки. Песчанники этого горизонта имеют линзовидное распространение. Нефть имеет плотность 864 кг/м 3 , содержание серы 2.8%.
Признаки нефти обнаружены в верхней части турнейских тонкопористых и кавернозных известняков. В артинских отложениях тонкозернистых и кавернозных известняках местами содержится газ. Залежи газа имеют локальный характер, отличаются небольшим дебитом и весьма ограниченными запасами.
В основании Кунгурского яруса залегают солитовые известняки, насыщенные жидкой газированной нефтью. Однако, получить промышленный приток нефти из этих известняков не удалось.
Следует отметить, что нефтеносность карбонатных отложений, мощность которых составляет почти 80% разреза осадочной толщи палеозоя, изучена слабо.
Из изложенного видно, что Туймазинское нефтяное месторождение является многопластовым.
В настоящее время эксплуатируются Д I, ДII, ДIII, ДIV песчанники бобриковского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и Турнейского яруса.
Водоносные горизонты в девонских отложениях приурочены к живетскому, франскому и фаменскому ярусам.
Воды всех девонских пластов Д V, ДIV, ДIII, ДII, ДI характеризуются одним и тем же составом. Воды хлоркальциевые, сильно минерализованы практически бессульфатные. Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них закисного железа и повышенное содержание брома.
Общая минерализация пластовых вод девона достигает 275 г/л. Плотность колеблется в пределах 1187-1190 кг/м 3 . По классификации Пальмера состав вод выражается:
Среди анионов преобладает содержание ионов хлора 4,49 млн. молей*м 3 .
Из катионов значительно содержание натрия 3,3 млн. молей*м 3 .
Воды фаменского яруса представляют собой также высокоминерализованные рассолы. Характерной особенностью является повышение содержания иона хлора. Установлено наличие сероводорода.
Воды турнейских, бобриковских, тульских отложений нижнего карбона характеризуются по сравнению с девонскими водами меньшей степенью метафоризма. Они также высокоминерализованы и по солевому составу относятся к хлоркальцивоему типу, а по преобладанию составляющих компонентов - к хлорнатриевому.
Обнаруживается наличие сероводорода.
В процессе проводки скважин отмечается наличие водоносных горизонтов в окском и серпуховском подъяруса нижнего карбона. Для этих вод характерно резкое увеличение концентрации сульфатных ионов.
Воды артинских отложений всюду проявляют себя интенсивно. В скважинах с низкими отметками рельефа наблюдается переливание воды через устье. Воды относятся к типу сульфатно-натриевых. Воды Кунгурского яруса относятся к типу сульфатно-натриевых вод.
Водоносные горизонты встречаются также выше по разрезу в отложениях Уфимских, Казанских и Татарского ярусов.
Химическая характеристика вод всех водоносных горизонтов детально изучена.
Последующая разработка залежей с поддержанием давления перевела этот режим в искусственный жестководонапорный режим. Залежи нефти бобрийского горизонта при начальном пластовом давлении 10,7 МПа и давлении насыщения 4,0 МПа, также обладали в естественном состоянии упруговодонапорным режимом, который был путем организации поддержания давления переведен в жестководонапорный режим.
Начальная температура пласта Д I - 29-30С
1.4 Физико-химические свойства пластовой и скважинной жидкости
Основные показатели свойств нефти по поверхностным пробам представлены в табл. 9. Из этих данных видно, что нефти горизонтов Д I, Д II, Д III и Д IV характеризуются следующими свойствами: средняя плотность разгазированной нефти при 20° С равна 0,845--0,853 г/см 3 , вязкость при тех же условиях 10,5-- 15,0 ест, содержание серы 1,1--1,5%, силикагелевых смол 8,1-- 13,9%, акцизных смол 32--35%, асфальтенов 2,5--4,1%, парафина 5,0--5,4%. Выход фракций, выкипающих до 200° С, более 27%. Нефть горизонта ДII несколько тяжелее и более вязкая.
Таким образом, нефти этих горизонтов можно охарактеризовать. как облегченные, маловязкие, но сернистые и смолистые.
Таблица 9 - Физико-химические свойства нефтей
Содержание в массовых % (на нефть) соотвественно серы, смол, асфальтенов, парафинов
Газонасыщенность нефтей равна для Д I 57,9--68,1 м 3 /т, Д II-- 63,7--66,4 м 3 /т и Д IV -- 55,4 м 3 /т, объемные коэффициенты равны для Д1 1,156--1,170, для Д II -- 1,168--1,170, Д IV--1,145.
Давление насыщения составляет: в Д I -- 8,93--9,28 МПа, в Д II -- 9,52--9,7 МПа, в Д IV--8,79 МПа. Глубинные пробы нефти из скважин, вскрывших пласты Д III, не отбирались.
Исследования газа Туймазинского месторождения выполнены УфНИИ и ЦНИПРом НПУ Туймазанефть.
Данные исследований показали, что состав газа горизонтов Д I и Д II практически одинаковый. Газ пласта Д IV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.
Характерным для девонских попутных газов является:
2) относительная плотность выше единицы (1,0521);
3) содержание азота 13,3% по объему;
4) относятся к жирным газам (сумма углеводородов от изопентана и тяжелее 102 г/ н.м 3 , пропана и бутана 535 г/н.м 3 ).
Газ, растворенный в нефти терригенного карбона, характеризуется следующим составом (в весовых %): сероводород--0,2%, СО 2 -1,6%, азот-41,4%, СН 4 --19,6%, С 2 Н б -7%, С 3 Н 8 -12,3%, плотность--1,980, газонасыщенность не превышает 22 м 3 /т.
Газ, растворенный в нефти турнейского яруса, характеризуется следующим составом (в весовых %): сероводород-- 1,1%, СО 2 -- 6,6%, азот--15,4%, СН 4 --19,7%, С 2 Н б --15,4%, С 2 Н 8 --20%, плотность -- 1,0529, газонасыщенность составляет 21 м 3 /т.
Данные показывают, что наибольшее содержание гелия обнаружено в пласте Д IV (0,072% объемных), по остальным пластам девонских отложений содержание гелия примерно одинаково: 0,051--0,055% по объему.
Содержание редких газов в попутных газах терригенной толщи нижнего карбона составляет: гелия -- 0,034 (в объемных %), аргона--0,041.
2. ДИНАМИКА И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Таблица 10 - Состояние разработки Туймазинского месторождения
Текущая обводнён-ность, весовая в %
В пределах Туймазинского месторождения на терригенные отложения девона эксплуатируются 419 сважин.
В настоящее время в фонде действующих добывающих скважин находятся 340 скважин.
Фонд наблюдательных скважин образовался исключительно за счет отключения обводнившихся скважин.
Фонд нагнетательных скважин в основной своей части образован за счет перевода добывающих скважин под закачку воды и составляет 101 скважина. В фонде ликвидированных скважин преобладают скважины, выполнившие свое назначение, то есть те скважины, в которых после эксплуатации (нагнетания) основных пластов нет возвратных объектов. Фонд ликвидированных скважин составляет 141 скважина, контрольных - 5, пъезометрических - 3, наблюдательных - 270.
Фонд скважин по нижнему карбону состоит из 521 скважины. Число действующих добывающих составило - 434, действующих нагнетательных - 42, ликвидированных - 108, контрольных - 2, пъезометрических - 0, наблюдательных - 145.
2.3 Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
За последние годы применялись различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т.д. Все виды воздействия на призабойную зону скважин по технологии прведения можно объединить в следующие группы
- химические методы: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола, цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта поверхностно - активными веществами, ингибиторами коррозии;
- тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труб и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;
- механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорных труб от парафина штанговыми скребками, центраторами - фрезами;
- комбинированные методы: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;
- гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов.
Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки нефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах. Это ведет к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта.
3.1.1 Анализ работы скважин, оборудованных ШГН за 2008 год
Целью данного анализа является объективная оценка текущего состояния работы фонда скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами с позиции различных факторов, влияющих на коэффициент подачи, выявления тех или иных тенденции и закономерностей, что позволит пометить кардинальные направления работы. Сделаны попытки ввести некоторые критерии и показатели, которые характеризуют работу фонда.
Многообразие факторов, влияющих на работу скважин, в частности подземного оборудования, требует более детальных исследований.
В структуре подземных ремонтов за 2008 год наибольшее количество ремонтов приходится на такие виды работ: обрыв штанг-17,43%, ревизия и смена насоса-16,19%, осложнения АСПО-13,5 2%. Рассмотрим влияние АСПО и ряда других факторов, приведенных в таблице № 11, влияющих на коэффициент подачи.
Около 62,3% ремонтов по много ремонтному фонду приходится на работу насосов малого диаметра и небольшим погружением под динамический уровень, что связано малым коэффициентом продуктивности скважины.
Самым напряженным и уязвимым звеном штанговой глубинной - насосной установки является штанговая колонна, которая испытывает динамические нагрузки, нагрузки от веса штанг и жидкости. Применяемые штанги изготовлены из сталей 20 ХН. 15нм, 40у, имеющие приведенное сопротивление разрыву соответственно 7 10, 99 10 мПа, колонны штанг комплектуется двумя диаметрами штанг 7/8 и 3/4 дюйма в соотношении 60 и 40%. Максимальная нагрузка штанговая колонна испытывает при ходе вверх. Величена этой нагрузки зависит от совокупности факторов.
По данным анализам много ремонтного фонда обрывность по ЦДНГ 1,3,4 в большей степени связана с длительным периодом эксплуатации и превышением наработки штанговых колонн выше допустимой, хотя в полностью свое время при комплектовании штанговые колонны были подобраны с большим запасом прочности.
Аварией принято считать всякий внезапный отказ оборудования . Поскольку в литературе отсутствуют сколько-нибудь удовлетворительные нормы наработки на отказ подземного оборудования штанговой установки - штанг и насосов, в промысловой практике всякий выход из строя установки считается аварийным. Наиболее характерные виды отказа насосов и штанг, а также другие ремонты даны в таблице 11.
Таблица 11 - Виды отказов и ремонтов за 2008 год
Перепосадка насоса, ревизия-промывка клапанов
Проанализировав таблицу № 11, мы обнаружили ряд факторов, влияющих на работоспособность скважинного оборудования. По видам отказов и ремонтов большое значение имеет обрывность штанг, которая связана с налипанием парафина и ряда других факторов.
Для нашего случая решающими показателями анализа работы ШГН, а в частности коэффициента подачи, являются такие виды отказов:
- Ликвидация обрыва, смена полировки 17
- Запарафинивание обсадной колонны 1
Ниже рассмотрим причины возникновения этих отказов, влияющих на коэффициент подачи насоса.
3.1.2 Образование вязких водонефтяных эмульсий
Отложения парафина и сегодня являются одним из распространенных осложнений при добыче нефти, требующие привлечения для борьбы с ними самой разнообразной техники.
Именно поэтому мы решили кратко изложить опыт борьбы с парафином одного из старейших в Российской федерации НГДУ "Туймазанефть".
Здесь "парафиновая проблема" возникла сразу же после открытия девонских пластов, в нефти которых содержалось до 7% парафина. Отложения на НКТ начинались с глубины 750...800 м, и их толщина постепенно увеличивалась до 4...5 мм в интервале 250...500 м, а затем уменьшалась к устью до 2,5...3 мм. Парафиновые отложения на штангах имели одинаковую толщину по всей длине -- 2...4 мм.
Если на глубине 450...650 м отложения представляли собой конгломераты плотных частиц, то ниже 650 м они имели вид жидкой массы, в которой значительную долю составляла нефть.
Парафинообразование происходило также в клапанах насоса, в приемном фильтре и хвостовике.
Признаком парафинообразования являлось постепенное снижение подачи насоса р последующим заклиниванием плунжера в цилиндре и обрывом штанг.
Наиболее простой метод, широко применяющийся и сегодня -- воздействие теплом. Для этой цели создан целый ряд агрегатов и оборудования: паропередвижные установки (ППУ), агрегаты депарафинизации (АДП), скважинные и устьевые электронагреватели.
Применение насосно-компрессорных труб с покрытиями определило новый этап в борьбе с парафинообразованием.
Исследования, проведенные в парафинообразующих скважинах «Туймазанефти», показали, что на гладких поверхностях парафин не откладывается.
Если применение НКТ с покрытиями в скважинах, эксплуатируемых фонтанным способом и электроцентробежными насосами, не вызывало особых проблем, то в скважинах с УШГН возникли опасения повреждения покрытия штангами, как при спуско-подъемных операциях, так и в процессе работы потребовались серьезные испытания.
В процессе эксплуатации скважин с остеклованными лифтами было установлено:
а) разрушение покрытий при спуско-подьемных операциях вследствие разности деформации металла и стекла при воздействии нагрузок;
б) образование стеклянных пробок над насосом из отслоившегося стекла а стеклянной крошки, возникающей при трении штанг о трубы; последнее приводило к попаданию стекла в зазор между плунжером и цилиндром и заклиниванию;
в) средний межремонтный период скважин составил 78 суток, что в, 2,3 раза ниже средних значений по управлению.
Таким образом, применение НКТ со стеклянным покрытием в скважинах с УШГН было признано неэффективным.
Что касается, НКТ, футерованных эпоксидными смолами то они; отработали в скважинах с УШГН без каких-либо осложнений более 300 суток. После подъема нарушений покрытия обнаружено не было.
Длительный опыт применения НКТ с покрытиями-с скважинах с УШГН показал следующее:
1) покрытие должно быть защищено от контакта со штангами с помощью центраторов;
2) использование остеклованных труб нецелесообразно;
3) в наклонных скважинах покрытия разрушаются даже с защитными фонарями;
4) из всех видов покрытий наиболее приемлемым для промысловых условий является эпоксидное;
5) решение о применении НКТ с покрытиями следует принимать после испытания в скважинах конкретного месторождения.
3.1.3 Эксплуатация наклонных скважин штанговыми насосами
В настоящее время в связи с развитием кустового бурения все большую долю в эксплуатационном фонде начинают занимать наклонные скважины.
Проблемы, возникающие при добыче нефти из таких скважин штанговыми насосами, состоят в следующем.
1. В наклонных скважинах колонна насосно-компрессорных труб отклоняется от вертикальной оси и повторяет профиль ствола скважины, что вызывает искривление колонны штанг.
2. При в
Совершенствование технологии борьбы с парафином в скважинах, эксплуатируемых УШГН курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Поездка в Ново-Иерусалимский монастырь
Курсовая Работа На Тему Вертикальная Планировка Микрорайона
Курс Лекций На Тему Финансовая Система Рф
Контрольная Работа По Алгебре Рациональные Уравнения
Реферат: Графство Зеландия
Реферат: ТНК как основной субъект международного маркетинга
Дипломная работа по теме Методы стимулирования продаж товаров и целесообразности их использования в торговой организации
Интеллектуальные Права Реферат
Реферат по теме Результаты хирургического лечения отслойки сетчатки
Курсовая работа по теме Анализ деятельности учреждения и разработка предложений по улучшению его работы на примере ГУК 'Государственный зоологический парк Удмуртии'
Реферат: Виды и типы систем журналистики
Дипломная работа по теме Роль фондов обязательного страхования в реализации социальных программ государства
Доклад: О проектном управлении...
Понятие Время Курсовая
Курсовая работа: Проект документального фильма о слепых детях. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Патогенетические модели парафилий
Гто Википедия Реферат
Реферат по теме Порядок принятия федерального бюджета на последующий финансовый год
Реферат На Тему Общая Психология
Реферат: Государство в Древнем Риме
Общая картина эволюции мира - Биология и естествознание реферат
Бухгалтерский учёт основных средств, приобретенных в лизинг - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Учет и анализ себестоимости продукции Коношского районного потребительского общества - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа