Причины поземного ремонта скважин оборудованных штанговыми насосами

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о месторождении

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы (рисунок 1). скважина подземный ремонт штанговый

Рисунок 1 - Обзорная схема района работ.

Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тыс. жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, р.п. Серафимовский, станция Уруссу и др. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык - Уфа - Альметьевск.

В орогидрографическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является р. Ик - левый приток р. Камы.

Климат района континентальный. Наиболее холодные месяцы январь и февраль, самый теплый - июнь. Абсолютная максимальная температура воздуха плюс 40С, а минимальная - минус 40С. Наименьшее количество осадков выпадает в феврале, наибольшее - в июле. Снежный покров достигает 1,5 м; глубина промерзания почвы 1,5…2 м.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин.

1.2 Стратиграфия и тектоника

На Туймазинском месторождении скважинами вскрыты породы кристаллического фундамента и отложения додевонского, девонского, каменноугольного и пермского возраста.

Породы кристаллического фундамента вскрыты в скважине № 2000 до глубины 4040 м. Это гнейсы, диориты и другие изверженные породы.

Общая вскрытая толщина свыше 2200 м. Здесь был проведен обширный комплекс геолого-геофизических и геохимических исследований земной коры.

Отложения кристаллического фундамента рифейской системы (R) докембрия представлены биошитовыми парагнейсами и гранитами.

На биошитовых гнейсах кристаллического фундамента залегают зеленовато-серые гидрослюдистые аргиллиты, которые переслаиваются с кварцево-полевошпатовыми алевролитами.

Девонская система представлена средним и верхним отделами. Общая толщина отложений девонской системы изменяется от 310 до 450 м. Преобладают в разрезе карбонатные породы. Толщина терригенной части разреза составляет от 115 до 156 м.

Нижний отдел девонской системы представлен жединским (D1gd), зигенским (D1zg) и эмским (D1e) ярусами.

Эмский ярус (D1e) представлен кальцеоловым (D1kl) и такатинским (D1tk) горизонтами. Песчаники перекрываются аргиллитами и глинистыми алевролитами, мощность горизонтов от 1 до 12 м.

Бийский горизонт (D2bs) нижнего подъяруса (D2ef1) эйфельского яруса (D2ef) представлен известняками серыми с прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов глинистых и известковистых. В промысловой практике они получили название “нижний известняк”, мощность горизонта от 6 до 12 м.

Афонинская свита (D2af) верхнего подъяруса (D2ef2) выделяется условно. Эти отложения можно выделять в некоторых скважинах над репером “нижний известняк” в виде маломощной пачки глинисто-карбонатных темно-окрашенных пород мощностью от 0 до 4 метров.

Воробьевский горизонт (D2vb) старооскольского надгоризонта (D2st) живетского яруса (D2gv) имеет не повсеместное развитие, представлен алевролитами и аргиллитами. Мощность горизонта от 0 до 3 м.

Ардатовский горизонт (D2ar) сложен терригенными породами. В его составе выделяются нижний песчанистый пласт DIV, песчаный пласт DIII и карбонатная пачка ”средний известняк”. Мощность горизонта 20 - 40 м.

К муллинскому (D2ml) горизонту относят песчаный пласт DII. Верхняя аргиллитовая карбонатная является метологическим разделом между песчанистыми пластами DII и DI и называется “глинистым разделом”. Он частично размыт, а местами произошел полный размыв. В местах полного размыва отмечается слияние песчанистых пластов DII и DI. Мощность горизонта составляет 19 - 33 метра.

Пашийский горизонт (D3p) надгоризонта коми (D3kоm) нижнефранского подъяруса (D3f1) франского яруса (D3f) верхнего девона (D3) представлен песчанистыми и песчано-алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов. Его граница совпадает с границами промыслового объекта - пласта DI. Песчаники пласта DI кварцевые, мелкозернистые с незначительным количеством кварцевого, глинистого и карбонатного цемента. Алевролиты по составу кварцевые с различной степенью примеси глинистого материала. Мощность меняется от 15 до 50 метров.

Кыновский горизонт (D3kn) сложен аргиллитами зеленовато-серыми. В основании горизонта прослеживается прослой известняка репер “верхний известняк”. Мощность отложений составляет от 25 до 35 метров.

Саргаевский горизонт (D3sr) российского надгоризонта (D3ros) среднефранского подъяруса (D3f2) представлен известняками серыми, зеленовато-серыми, кристаллическими, пелитоморфными, иногда тонкозернистыми, глинистыми, трещиноватыми, прослоями битуминозными с прослойками аргиллитов темно и зеленовато-серых, известковистых.

Доманиковый горизонт (D3dmn) представлен переслаиванием темно-серых глинистых битуминозных известняков с зеленовато-серыми и черными мергелями, встречаются глинистые сланцы. Мощность - 28 - 32 метра.

Горизонты (мендымский D3mnd, орловский D3or и аскинский D3ask) донского надгоризонта (D3don) верхнего подъяруса (D3f3) слагаются известняками светло-серыми, реже коричневато-серыми, кристаллическими, сульфатизированными, участками глинистыми. Также имеются известняки органогенные, сгустковые, перекристаллизованные, пористо-кавернозные, с редкими прослоями доломитов мелкокристаллических, сульфатизированных, глинистых. В мендымском горизонте встречаются известняки с прослоями мергеля черного, битуминозного. Мощность - 60 метров.

Нижнефаменский подъярус (D3fm1) фаменского яруса (D3fm) верхнего девона (D3) представлен плотными кристаллическими доломитами с подчиненными прослоями известняков, ангидритов и глин. Мощность - 105 - 155 метров.

Данковский (D3dn) и лебединский (D3lb) горизонты среднефаменского подъяруса (D3fm2) сложены темно-серыми, пелитоморфными и органогенно-обломочными водорослевыми известняками. Последние играют подчинительную роль. Мощность подъяруса - 60 - 70 метров.

Заволжский надгоризонт (D3zv) верхнего подъяруса (D3fm3) представлен известняками светло-серыми со слабым коричневатым оттенком, тонкокристаллическими, сульфатизированными, неравномерно глинистыми, прослоями брекчевидными и пористо-кавернозными. Мощность - 55 - 60 м.

Малево-упинский горизонт (упинский С1uр и малевский С1ml) нижнего подъяруса (С1t1) турнейского яруса (С1t) нижнекаменноугольного отдела (С1) каменноугольной системы (С) сложен серыми и светло-серыми известняками органогенными обломочными, пелитоморфными, в нижней части серые и коричневато-серые известняки доломитизированные. Мощность - 30 - 35 м.

Кизеловский (C1kzl) и черепетский (С1crp) горизонты верхнего подъяруса (С1t2) cложены известняками серыми, светло-серыми, органогенными, редко окременелыми тонкокавернозно-пористыми, участками нефтенасыщенными известняками с мелкокристаллической структурой, с прослойками доломита. Мощность - 45 - 50 метров.

Бобриковский горизонт (C1bb) кожимского надгоризонта (C1kzh) нижнего подъяруса (С1v1) визейского яруса (C1v) представлен терригенными отложениями-песчаниками, алевролитами с прослоями углистого материала. По литологическому составу толща расчленяется на две пачки: нижнюю пачку - аргиллито-глинистую и верхнюю - песчано-алевролито-глинистую. Мощность - 10 - 16 метров.

В подошве тульского горизонта (С1t1) окского надгоризонта (С1оk) верхнего подъяруса (С1v2) наблюдаются прослои мергелей, аргиллитов. Выше залегают темно-серые известняки, прослоями сильно глинистые, алевролитовые. Мощность горизонта - 20 - 40 м.

Алексинский (C1al) и михайловский (С1mh) и веневский (С1vn) горизонты представлены темно-серыми доломитами. В кровле залегают известняки. Прослоями они органногенные и доломитизированные. Мощность - 110 -125 м.

Серпуховский ярус (C1s) представлен доломитами белыми и серыми, пористо-кавернозными, прослоями плотными, с включениями ангидрита голубовато-серого, кристаллическими, участками органогенными, частично доломитизированными, глинистыми. Мощность - 130 - 135м.

Башкирский ярус (С2b) среднекаменноугольного отдела C2 представлен известняками органогенными со стиллалитовыми швами. Мощность - 15 - 25 метров.

В подошве верейского горизонта (C2vr) нижнего подъяруса (C2m1) московский ярус (C2m) залегают темно-серые мергели. Мощность - 45 - 55 м.

Каширский горизонт (C2ksch) сложен серыми доломитами, слабо глинистыми. Известняки доломитизированные, редко органогенные. Мощность - 55 - 68 м.

Подольский горизонт (C2pd) верхнего подъяруса (C2m2) представлен доломитами с включением гипса и ангидрита. Мощность - 50 - 64 метров.

Мячковский горизонт (C2msh) cложен известняками и доломитами,слегка глинистыми. Существует прослой зеленовато-серой глины.Мощность - 100 - 125 метров.

Касимовский ярус (C3k) и гжельский ярус (C3g) верхнекаменноугольного отдела представлен доломитами и сильно доломитизированными известняками с включением гипса и ангидрита. Мощность - 150 - 170 метров.

Сакмарский ярус (P1s) и ассельский ярус (P1a) нижнепермского отдела (P1) пермской системы (Р) представлены светлыми известняками, кристаллическими и органогенно-обломочными доломитами и доломитами реликтово-органогенно-обломочными. Мощность - 150 - 170 метров.

Артинский ярус (P1ar) представлен известняками и серыми доломитами. В верхней части этот ярус представлен ангидритом. Мощность - 8 - 25 метров.

Кунгурский ярус (Р1k) в нижней части представлен доломитами глинистыми. Выше ангидрит голубовато-серый с включениями серых доломитов и темно - серых глин. В кровле яруса залегают гипсы, известняки и доломиты с прослоями глин, песчаников. Мощность - 80 - 140 метров.

Уфимский ярус (Р2u) верхнепермского отдела (P2) представлен чередованием песков и буровато-красных глин. Мощность - 90 - 100 метров.

Спириферовый подъярус (P2kz1) и конхиферовый подъярус (P2kz2) казанского яруса (Р2kz) представлены светло-серыми и зеленовато-серыми песчаниками. Глины - зеленовато-серые. Мощность - 25 - 30 метров.

Четвертичная система Q представлена песками, суглинками и глинами, редко галечником. Эти отложения развиты по долинам рек и у подножья склонов. Мощность - 8 - 10 метров.

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов

Коллекторские и фильтрационные свойства пород и флюидов изучали как по образцам керна, так и инструментально, а также по материалам ГИС с различной детальностью.

Пласт DIV залегает в нижней части ардатовского горизонта и представлен песчаниками. Породы слабо сцементированные и пористые, плохо отсортированные, неравномерно глинистые. Пласт DIV обладает довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость по керну составляет 19,5 %, проницаемость - 0,345 мкм2. Нефтенасыщенность по геофизическим исследованиям составляет 80 %. (Рисунок 2).

Пласт DIII залегает в верхней части горизонта и характеризуется резкой литологической изменчивостью и замещением непроницаемыми породами. Пласт DIII сложен песчаниками. Средняя пористость по лабораторным исследованиям керна составляет 20,4 %. Среднее значение нефтенасыщенности по керну составляет 89 %.

Продуктивные породы пласта DII муллинского горизонта представлены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками. По литологическим особенностям продуктивный пласт DII рассматривается в составе двух пачек: верхней и основной. Песчаники основной пачки пласта DII хорошо отсортированы и обладают высокими коллекторскими свойствами. Пористость по керну составляет 22,0 %, проницаемость - 0,404 мкм2 . Нефтенасыщенность верхней и основной пачек пласта DII по геофизическим данным в среднем составляет соответственно 88 и 90 %.

Песчаники пласта DI пашийского горизонта кварцевые, мелкозернистые. По коллекторской характеристике пласт DI делится на три продуктивных пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю.

По основной пачке пористость изменяется от 21,8 до 26,1 % и в среднем составляет 21,97 %, проницаемость составляет в среднем 0,582 мкм2.

В верхней пачке пласта DI значение пористости по данным 327 определений керна с учётом новых данных находится в пределах 16-29 % и в среднем составляет 20 %, проницаемость изменяется от 0,0004 до 1,1 мкм2, в среднем составляя 0,268 мкм2.

Величина начальной нефтенасыщенности средней и нижней пачек пласта DI в нефтяной зоне как по керну, так и по геофизическим данным одинакова и составляет 89 %, верхней пачки пласта DI - 87 %, алевролитов - 77 %. Для водонефтяной зоны пласта DI нефтенасыщенность несколько ниже и принимается равной 84 %.

Таким образом, пласты DI и DII как по литологии, так и по ёмкостно-фильтрационным свойствам неоднородны.

Продуктивные отложения фаменского яруса представлены известняками серыми. Тип коллектора в основном кавернозно-трещиноватый. Среднее значение пористости составляет 2,9 % по керну. Значение пористости - 3 %. Нефтенасыщенность коллекторов составляет около 63 %.

В прикровельной части турнейского яруса выделяется продуктивный пласт, представленный известняками. Пористость находится в пределах 6-19 % и в среднем равна 9,8 %. Средняя проницаемость по керну составляет 0,0024 мкм2. Проницаемость по промысловым данным - 0,048 мкм2 значительно выше, чем по керновым данным, объясняется наличием трещиноватости. Величина начальной нефтенасыщенности коллекторов как по керну, так и по геофизическим данным оказались близкими и составляют соответственно 71 и 72 %.

Терригенная толща нижнего карбона содержит довольно крупные залежи нефти. Продуктивными являются пласты песчаников и алевролитов. На территории месторождения выделяются и прослеживаются три пласта - VI3, VI2, VI1. По площади и разрезу песчаники резко неоднородны и зачастую замещаются алевролитами. Терригенная толща перекрывается глинистыми известняками тульского горизонта.

По керну пористость пород изменяется от 8 до 30 %, а проницаемость - от 0 до 5,1 мкм2. Средние значения пористости и проницаемости соответственно равны 22,3 % и 0,562 мкм2 . Начальная нефтенасыщенность изменяется от 63 до 93 %, составляя в среднем 83 %.

Пласт DI на Туймазинском месторождении содержит около 68,3 % промышленных запасов нефти и является основным объектом разработки.

Стратиграфическое положение пашийского горизонта определяется двумя реперами, хорошо прослеживаемыми на территории западной юго-западной Башкирии. Сверху пашийский горизонт перекрывается пластом известняка кыновского горизонта.

«Верхний известняк» прослеживается повсеместно и отчетливо выделяется по электрокаротажным диаграммам, являясь маркирующим репером. Толщина его - 1,5…3 м.

Пашийский горизонт сложен терригенными породами: песчаниками, алевролитами и аргиллитами, толщина которых на Туймазинском

Пашийский горизонт сложен терригенными породами: песчаниками, алевролитами и аргиллитами, толщина которых на Туймазинском месторождении варьирует от 12 до 48,6 м.

Резкие изменения толщины этой пачки объясняются ее размывом в нижнепашийское время, в фазу максимального развития Туймазинского вала, когда на Туймазинской и Александровской площадях в ней образовались рукавообразные промоины.

На большей части указанных площадей глины раздела между песчаниками пашийского и муллинского горизонтов размыты частично, но в ряде случаев размыву подвергся пласт «черный известняк» и даже верхняя часть муллинских песчаников.

Впоследствии эти углубления были заполнены песчаным или алевролитовым материалом, а затем накопление песчаников продолжалось плащеобразно, т.е. шло формирование нормальных слоев средней пачки. К настоящему времени на Туймазинском месторождении выявлено более тридцати участков размыва «черного известняка».

Участков, где песчаники пашийского возраста непосредственно залегают на муллинских песчаниках, на Туймазинском месторождении в настоящее время насчитывается более десяти.

Песчаники пашийского горизонта делятся на пласты: для верхней пачки - «а» и «б», для средней - «в» и «г», для нижней - «д».

Нижняя пачка сложена в основном мелкозернистыми песчаниками.

Средняя пачка DI распространена практически повсеместно и сложена более отсортированным алевро-песчанным материалом.

Пачка сложена алевролитами, песчаниками и мелкозернистыми песчаниками. Толщина пачки колеблется от 4 до 26,6 м.

Верхняя пачка состоит, в основном, из двух пластов песчаников («а» и «б»), характер залегания которых линзообразный. Сложена она сильно глинистыми песчаниками и алевролитами.

Наибольшие толщины отмечаются в центральных частях Александровского и Туймазинского поднятий. Значение толщин, коллекторские свойства приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Параметр	Пласт
	а	б	в	г	д
Площадь распространения коллекторов, %	40,1	36,2	66,5	97,7	46,8
Нефтенасыщенная толщина, м	1,9	2,1	2,4	5,4	5,2
Пористость, %	20,3	20,3	20,8	21,6	20,9
Проницаемость, мкм2	0,354	0,344	0,455	0,522	0,472
Площадь слияний с нижележащим пластом в % от площади распространенности коллекторов	24,3	6,2	29,4	10,5	3,5

Пласты песчаников горизонта DI зачастую сливаются между собой. Наибольшей распространенностью по площади характеризуются пласты DIв и DIг, наименьшей DIа, DIб и DIд. Характеристика пластов горизонта DI приведена в таблице 1.1.

В целом по горизонту DI коэффициент расчлененности составляет 1,9, коэффициент песчанистости - 0,82.

Залежь горизонта DI на территории Туймазинского месторождения состоит из 5 площадей полного контура.

Первая - единым контуром нефтеносности объединяет Туймазинское и Александровское поднятия и является основной на Туймазинском месторождении. Остальные расположены на Северо-Александровской, Кзыл-Ярской, Муллинской и Заитовской площадях.

Залежи структурные, сводовые с обширной водонефтяной частью или полностью водоплавающие. Ширина водонефтяной части Туймазинско-Александровской залежи составляет на северо-западном крыле структуры от 0,5 до 5 км и на юго-восточном - от 0,2 до 4 км.

Из-за наличия природной гидродинамической взаимосвязи между

продуктивными горизонтами DI и DII, начальное пластовое давление их одинаково и равно 17,35 МПа на отметку минус 1486 м.

Режим залежей - упруго-водонапорный. Нижний предел пористости составляет 12 %. Значения средней пористости приведены в таблице 1.1.

Пористость составляет соответственно по верхней пачке 20…21 % и по средней + нижней пачке - 22 %.

Нефтенасыщенность песчаников в нефтяной зоне составляет по пласту DIа - 86 %, DIб - 87 %, DI основной - 89 %, алевролитов - 77 %.

1.4 Характеристика пластовых флюидов

Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам. Свойства пластовой нефти пласта DIII оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Оцененное значение вязкости составило 3,4 мПа•с, плотности - 0,806 т/м3, давление насыщения - 7,5 МПа.

Исследования девонских нефтей показали, что нефти пласта DII несколько тяжелее, более газонасыщенны и имеют повышенное давление насыщения. Распределение давления насыщения нефти газом по данным Желонкина А.И. показало, что давление насыщения пласта DI на Туймазинской площади уменьшается от центра залежи к периферии (от 9,4 до 8,2 МПа), за счёт чего и отмечается некоторое увеличение плотности и вязкости нефти. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность и вязкость.

Плотность разгазированной нефти пласта DII по новым данным составила 851 кг/м3, вязкость при 20 оС - 9,8 мПа•с, содержание серы - 1,6 %. Пластовые воды терригенного девона относятся к хлоркальциевому типу. Общая их минерализация составляет 266 г/л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Соли, находящиеся в растворе, представлены практически только хлоридами, среди которых преобладает хлорид натрия. В растворе находится около 200 мг/л закисного железа, бария до 100 мг/л и стронция от 100 до 500 мг/л. Химическая характеристика вод приведена в таблице 1.2. Воды пластов DI и DII имеют близкий солевой состав и по отдельным анализам различить их затруднительно.

Средняя плотность разгазированной нефти пласта DI по двум определениям составила 863 кг/м3, вязкость при 20^оС - 20,0 мПа•с при диапазоне изменения 7,0 - 33,0 мПа•с; содержание серы - 1,5 %, смол силикагелевых - 12,7 %, асфальтенов и парафинов по одной пробе соответственно 2,97 и 3,12 %.

Характеристика поверхностных нефтей девонских пластов показывает, что нефти пластов DI, DII, DIII, DIV лёгкие (847 - 856 кг/м3), маловязкие (8,7 - 10,9 мПа•с), сернистые (1,1 - 1,5 %), смолистые (8,95 - 14,1 %), парафинистые (4,8 - 5,5 %).

Данные исследований показывают, что нефти девонских пластов DI, DII и DIV схожи между собой и характеризуются следующими свойствами: плотность - 847 - 856 кг/м3, вязкость при начальном пластовом давлении в пласте DI - 1,95 - 3,22 мПа·с, в пласте DII - 2,46 - 3,18 мПа·с, в пласте DIV - 2,9 - 3,22 мПа·с. Средние значения давления насыщения составляют: в пласте DI - 9,12 МПа, в DII - 9,57 МПа и в DIV - 8,62 МПа. Средние значения газосодержания нефтей равны: для пласта DI - 62 м3/т, DII - 64 м3/т, DIV - 55 м3/т.

Свойства нефтей фаменского яруса определялись по поверхностным пробам, отобранным из трёх скважин. Нефть тяжёлая - 910 кг/м3, высоковязкая - 89,8 мПа•с, высокосернистая - 4,45 %. По своим параметрам она близка к нефтям терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса. Параметры пластовой нефти оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Вязкость пластовой нефти составила 37,8 мПа•с, плотность - 0,899 т/м3, давление насыщения - 4,3 МПа.

Свойства пластовой нефти турнейского яруса (C1t) изучены по двум

пробам, отобранным из скважины 1382. В пластовых условиях плотность равна 868 кг/м3, вязкость - 17,4 мПа•с, газосодержание - 10,4 м3/т.

В компонентном составе нефтяного газа преобладает метан, присутствует сероводород. В поверхностных условиях нефти турнейского яруса тяжёлые - 893 кг/м3, вязкие - 32,3 мПа•с, смолистые - 13 %, сернистые - 2,8 %, парафинистые - 3,7 %.

Пластовая нефть терригенной толщи нижнего карбона характеризуется следующими свойствами: плотность - 864 кг/м3, вязкость - 12,4 мПа•с, давление насыщения - 6,3 МПа, газосодержание - 22,0 м3/т.

В газах преобладают метан, этан, пропан. Сероводород присутствует в количестве 0,8 - 1,4 %, в пластовой нефти- 0,15 %.

В целом нефти терригенной толщи нижнего карбона в среднем по Туймазинской и Александровской площадям высоковязкие (28,6 - 32,6 мПа•с при 20 оС), тяжёлые (886 - 891 кг/м3), смолистые (12,0 - 13,2 %), парафинистые (3,2 - 3,5 %).

Газ пласта DIV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана. Состав газа пластов DI и DII практически одинаков. Характерным для девонских попутных газов является: отсутствие сероводорода, относительная плотность выше 1, наличие азота, гелий и аргон. Газы Туймазинского месторождения относятся к жирным.

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальцевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г/л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т.

Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них закисного железа и повышенное содержание бром. Среди анионов преобладает содержание ионов хлора 4,49 млн. молей/м3, из катионов значительно содержание натрия - 3,3 млн. молей/м3.

Воды горизонтов карбона характеризуются хлоркальциевым, хлорнатриевым типами. Встречается сероводород. Воды пермских отложений сульфатнонатриевого типа. Свойства и характеристика поверхностных нефтей приведены в таблице 1.2. Свойства нефтяного газа приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.2 Свойства и характеристика нефтей

Показатели	Объекты
	DIV	DIII	DII	DI	D3fm	C1t	C1bb
Вязкость нефти в поверх-ностных условиях, мПа·с	10.0	17.0	10.0	10.6	-	20.0	20.0
Плотность при 20 С°, г/см3	0.849	0.85	0.856	0.856	0.904	0.904	0.886
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	3.0	-	2.3	2.3	-	14.2	14.2
Газовый фактор, м3/т	55	-	64	62	-	21	21.5
Давление насыщения, МПа	8.8	-	9.6	9.6	5.2	5.5	5.6
Содержание, % :
- серы	1.5	1.1	1.5	1.5	3.7	2.8	2.8
- смол	6.6	13.9	8.1	9.5	13.6	17.2	12.4
- асфальтенов	3.2	2.6	4.1	2.5	4.5	5.1	5.1
- парафина	3.2	5.4	5.0	5.0	2.9	4.1	3.4

Таблица 1.3 Свойства нефтяного газа

Показатели	Пласты
	DIV	DII и DI	C1bb
Относительная плотность	-	1.0521	1.191
Средний молекулярный вес, г/моль	28.9	29.9	35.7
Содержание в газе, %:
- углекислоты	-	-	5.10
- сероводорода	-	-	0.70
- азота	0.7	12.3	20.70
- метана	44.3	40.4	23.62
- этана	21.2	19.2	13.13
- пропана	15.5	18.5	20.10
- и-бутана	1.9	1.9	2.78
- н-бутана	4.4	4.7	8.21
- и-пентана	0.7	1.0	1.67
- н-пентана	1.3	1.1	3.02
- гексанов+высшие	1.0	0.9	1.07



1.5 Состояние разработки месторождения

Туймазинское месторождение открыто в 1937 году. В данный момент месторождение находится на поздней или завершающей стадии разработки.

Проанализируем состояние разработки Туймазинского месторождения. Разработка девонского песчаного пласта DI осуществляется с июля 1945 года вначале на естественном упруго-водонапорном режиме, а с 1949 года с поддержанием пластового давления закачкой воды. Начальное пластовое давление равнялось 16,92 МПа. К 1949 году, то есть к моменту, когда началась закачка воды в законтурную часть пласта давление в залежи снизилось до 11,57 МПа. В последующем, с развитием системы законтурного и внутриконтурного заводнения, давление повысилось и поддерживалось на уровне, обеспечивающим удовлетворительные условия работы добывающих скважин.

Выделяют следующие стадии разработки залежи:

Первая стадия (1945 - 1955 гг.) характеризуется интенсивным ростом добычи нефти и с некоторым отставанием роста закачки воды - это период активного разбуривания залежи и освоения системы законтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 40,1 млн. т, обводненность продукции не превышала 5 %.

Вторая, основная стадия (1956 - 1967 гг.) характеризуется постепенным увеличением добычи нефти, и затем стабилизируется на 11,0…11,8 млн.т в год. Эти изменения обусловлены разбуриванием центральной части Туймазинской площади и мероприятиями по развитию системы внутриконтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 164,2 млн. т, обводнненность продукции возросла до 59 %.

Третья стадия (1968 - 1975 гг.) характеризуется значительным

снижением добычи нефти, интенсивным обводнением продукции и естественными изменениями показателей разработки во времени. К концу стадии из залежи было отобрано 201,7 млн. т нефти. Обводненность продукции достигла 90,3 %.

Четвертая стадия характеризуется интенсификацией отбора жидкости в условиях прогрессирующего обводнения продукции. Максимальный отбор жидкости был достигнут в 1981 году и составил 36,4 млн. т.

На 01.01.89 г. средневзвешенное пластовое давление составляет 14,94 МПа. Суммарная добыча нефти в 1989 году достигла 223,9 млн. т, обводненность продукции - 97 %.

В настоящее время Туймазинское месторождение разрабатывается Туймазинским НГДУ. Количество остаточных запасов нефти (ОИЗ), уровень добычи за 2010 год, коэффициент извлечения нефти приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Месторождения	ОИЗ, %	Добыча нефти за 2009 г, тыс.т.	Добыча нефти в %	Темп отбора от ОИЗ	КИН на 01.01. 07г	Действующий фонд на 01.01. 07г, скважин	Обвод-ненность на 01.01. 10г., %
						Неф-тяных	Нагнетательных
Туймазинское	67,51	541	59,95	2,04	0,482	933	166	90,62
НГДУ	100,0	902,4	100,0	2,30	0,448	1399	257	87,15

Добыча нефти в 2010г составила 902,4 тыс. тонн. Начальные балансовые запасы по месторождениям составляют 758096 тыс. тонн, начальные извлекаемые запасы 377994 тыс. тонн. По состоянию на 1.01.2006 года из месторождений добыто 339,772 млн. тонн или 89,9 % от извлекаемых запасов нефти. Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют на 1.01.2007 г - 38,342 млн. тонн.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 325,649 млн. тонн нефти или 92,6 % от извлекаемых запасов, в том числе по девонским пластам 290,701 млн. тонн.



Таблица 2.2 Суммарный отбор от запасов по объектам Туймазинского месторождения

Объекты	Суммарный отбор от балансовых запасов, %	Суммарный отбор от извлекаемых запасов, %
DI	58,3	95,9
DII	49,3	94,3
Девон (DI+DII+DIII+DIV)	56,0	95,4
Сбоб-рад	30,0	82,1
Скиз	7,9	52,4
Прочие (D3зв, D3фам, Салек)	3,8	12,7
Туймазинское месторождение	48,2	92,6

Попутно с нефтью с начала разработки добыто воды по Туймазинскому месторождению 1185179,2 тыс. тонн (1070324,2 тыс.м3), по НГДУ Туймазанефть добыто воды 1211389,7 тыс. т. (1092808,9 тыс.м3).

По основным объектам Туймазинского месторождения водонефтяной фактор (ВНФ) с начала разработки составляет для пласта DI = 3,2 м3/м3, для DII = 3,1 м3/м3, для Сбоб-рад = 4,1 м3/м3, для Скиз = 1,5 м3/м3.

Таблица 2.3 Изменение добычи нефти по Туймазинскому месторождению и НГДУ

Месторождения	2009 год	2010 год
	Добыча нефти тыс.тонн	% падения к предыдущему году	Добыча нефти тыс.тонн	% падения к предыдущему году
Туймазинское	539,4	-0,83	541,0	+0,3
В т. ч.: - девон	266,9	-5,09	257,4	-3,6
- карбон	261,32	+1,72	267,3	+2,3
- прочие	11,18	+92,76	16,3	+45,8
НГДУ	904,6	-1,03	902,4	-0,24

Темпы отбора от остаточных запасов по основным объектам Туймазинского месторождения приведены ниже:



Таблица 2.4

Объекты	Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов, %
	2009год	2010год
DI	2,01	1,88
DII	1,19	1,35
Девон	1,85	1,79
Сбоб-рад	2,41	2,42
СТкиз	2,79	2,91
Прочие	0,6	0,95
Туймазинское месторождение	2,03	2,04

Распределение добычи нефти по Туймазинскому УДНГ в 2005 году по геологическим системам ( в % от общей добычи) представлено в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Геологическая система	2009год	2010 год
Каменноугольная	50,6	52,0
Девонская	49,4	48,0

Отборы жидкости по Туймазинскому месторождению по сравнению с 2009 годом увеличились на 166,2 тыс. тонн, в целом по Туймазинскому НГДУ увеличились на 195,4 тыс тонн.

С поддержанием пластового давления работают девять месторождений. Годовая закачка по всем месторождениям составила 6540,171 тыс. м3, в том числе по Туймазинскому месторождению - 5372,886 тыс. м3. Общая закачка увеличилась по сравнению с 2004 годом на 148,3 тыс. м3.

В целом по НГДУ обеспечение отбора жидкости закачкой воды составило 98,9 %, по Туймазинскому месторождению - 99,6 %.

1.6 Конструкция скважин

Штанговая насосная установка состоит из наземного и глубинного оборудования.

Наземное оборудование установлено на устье скважины и предназначено для передачи штангам возвратно-поступательного движения, герметизации устья скважины, подвески колонны НКТ и преобразования потребляемой электрической энергии.

Глубинное оборудование предназначено для подъема скважинной (пластовой жидкости) на поверхность.



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Краткая характеристика применяемого оборудования для проведения подземного ремонта скважин

Подземный ремонт скважин в НГДУ «Туймазанефть» проводится в соответствии с требованием «Единых правил ведения ремонтных работ в скважинах».

Все бригады ПРС оснащены оборудованием и инструментом согласно типового проекта организации рабочих мест при подземном и капитальном ремонте скважин.

Основное оборудование, применяемое в бригадах ПРС: ключ механический КМУ-50, автомат АПР, механический штанговый ключ КШЭ, элеваторы типа ЭХЛ, ЭТА, ЭШН, трубные ключи типа КТГУ, штанговые ключи типов КШ и КШК, крюки типов КПШ и КН.

Основная масса подземных ремонтов связана с выходом из строя НКТ, штанг и насосного оборудования.

2.1.1 Применяемые подъемные агрегаты при ПРС

В настоящее время для ремонта скважин имеются следующие подъемные агрегаты: А2-32, А-50, А5-40, А5-40ТС, СУРС-40, для КРС УПА-60, УПА-60-80. Они предназначены для спуска подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин. Применяются в микроклиматических районах с умеренным и холодным климатом.

Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Агрегат - в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания. Широко применяются тракторные подъемники «АзИНмаш-43П», ЛПТ-8, агрегаты «АзИНмаш-43А», «Бакинец-3М», А50У, УПТ, «АзИНмаш-37» и др.

Тракторный подъемник АзИНмаш-43П - предназначен для проведения подземного ремонта скважин, оборудованных подъемными сооружениями. Подъемник представляет собой самоходную механизированную лебедку, смонтированную на гусеничном болотоходном тракторе Т-100МЗБГС или обычный Т-100МЗ.

Управление основными исполнительными механизмами подъемника - электропневматическое; управление тормозом лебедки - ручное механическое, сдублированное ножным пневматическим; управление остальными механизмами - механическое.

Для обеспечения воздухом пневмосистемы подъемника под капотом двигателя установлен автомобильный компрессор, имеющий привод от шкива вентилятора двигателя.

Масса агрегата 18,2 т, глубина обслуживаемых скважин от 1500 м до 6400 м (при НКТ от 114 до 48 мм). К подъемным установкам типа УПТ относятся: УПТ-32, УПТ1-50, УПТ1-50Б, предназначенные для спуско-подъемных операций в процессе текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Установки самоходные, смонтированные на гусеничных тракторах. Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. Установки укомплектованы механизмами для свинчивания - развинчивания труб; оснащены устройством противозатаскивания крюкоблока и взрывобезопасной системой освещения рабочей площадки на устье скважины и пути движения крюкоблока.

В отличие от УПТ-32, установки УПТ1-50 и УПТ-50В снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем.

Привод исполнительных узлов и механизмов УПТ1-50 (рисунок 16.1) и УПТ1-50Б - от двигателя трактора; лебедки и ротора - через трансмиссию; подъем вышки, привод гидрораскрепителя и механизм для свинчивания - развинчивания труб гидравлические; включение фрикционных муфт - пневматическое.

Рисунок 16.1 - Подъемная установка УПТ1-50

1 - коробка передач; 2 - однобарабанная лебедка; 3 - компрессор воздуха; 4 - передняя опора вышки; 5 - фара; 6 - вышка с талевой системой; 7 - управление; 8 - кабина машиниста; 9 - гидродомкрат; 10 - задняя опора вышки

Подъемные установки типа АзИНмаш-37 (рисунок 16.2) предназначены для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.

Подъемные установки этого типа подразделяются - на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш-37Б, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260.

Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.

Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

Управление всеми механизмами установки при спуско-подъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки, в рабочее и транспортное положения, осуществляется дистанционно - с ручного выносного пульта.

Рисунок 16.2 - Подъемная установка АзИНмаш-37

1 - талевая система; 2 - вышка; 3 - силовая передача; 4 - передняя опора; 5 - кабина оператора; 6 - лебедка; 7 - гидроцилиндр подъема вышки; 8 - задняя опора.

Агрегаты подъёмные АПРС-32 и АПРС-40 предназначены для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, необорудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием).

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости УРАЛ4320 или КрАЗ-260, и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой. Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

Агрегат для освоения и ремонта скважин А-50М (рисунок 16.3) предназначен для:

· разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 5 - 6 дюймов и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.);

· спуска и подъема насосно-компрессорных труб;

· установки эксплуатационного оборудования на устье скважин;

· проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварии;

· проведения буровых работ.

Мобильная установка УПД-5М используется для: разрушения гидратных и парафиновых пробок; закачки в скважину технологических жидкостей; цементирования скважин в призабойной зоне; геофизических исследований. УПД-5М представляет собой самоходную нефтепромысловую машину совместно с монтажной базой, включающей в себя барабан с укладчиком для намотки длинномерных труб, механизм подачи трубы в скважину, закрепленную на шасси автомобиля

КаАЗ-65101/100, или каком-либо другом типе шасси, по желанию заказчика.

Привод всех механизмов установки осуществляется гидромоторами, для про-ведения вспомогательных работ имеется гидроманипулятор грузоподъемностью 300 кг.

Рисунок 16.3 - Агрегат А-50М

1 - передняя опора; 2 - средняя опора; 3 - электролебедка; 4 - компрессорная установка; 5 - гидросистема; 6 - лебедка; 7 - домкрат;

8 - индикатор веса; 9 - талевый канат; 10 - талевый блок; 11 подвеска ключей;

12 - подвеска бурового рукава; 13 - вертлюг; 14 - мачта; 15 - домкратная штанга; 16 - пневмоуправление; 17 - гидроротор; 18 - домкрат; 19 - зубчатая муфта; 20 - редуктор; 21 - карданный вал; 22 - рама; 23 - коробка отбора мощности;

24 - силовые оттяжки; 25 - манифольд; 26 - промывочный насос;

27, 28 - карданные валы; 29 - силовая передача; 30 - цепная передача;

31 - гидрораскрепитель; 32 - кожух; 33 - промежуточный вал;

34 - электрооборудование; 35 - площадка оператора; 36 - узел управления и освещения шасси.

2.1.2 Применяемые механизмы и инструменты

Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатанными или сварными в стыке контактной сваркой с последующей термообработкой. Штропы различают по назначению: буровые нормальные - ШБН; буровые укороченные - ШБУ и эксплуатационные - ШЭ. Для капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ-28-П-Б и ШЭ-50-Б грузоподъемностью 28 и 50 т.

Трубные элеваторы - для захвата обсадных, бурильных и НКТ применяют нескольких типоразмеров.

Элеваторы ЭЗН - одноштропные (СПО с помощью двух элеваторов) грузоподъемностью 15, 25 и 50 т. В комплект входят: два элеватора, захватное приспособление и штроп.

Элеваторы ЭГ - одноштропные предназначены для работы с автоматами АПР-2ВБ и спайдерами, грузоподъемностью 16, 50 и 80 т.

Элеваторы ЭХЛ для НКТ с условным диаметром от 48 до 114 мм, грузоподъемностью 10 - 40 т.

Штанговые элеваторы ЭШН (рисунок 12.4) - для захвата колонны штанг и удержания ее в подвешанном состоянии при СПО, грузоподъемностью 5 и 10 т. Конструкция их предусматривает использование двух пар вкладышей для втулок, одна предназначена для штанг Ж12, 16, 19 и 22 мм, вторая - для штанг Ж25 мм.

Рисунок 16.4 - Элеватор штанговый ЭШН1 - шайба; 2 - шплинт; 3 - штроп; 4 - винт; 5 - вкладыш; 6 - втулка; 7 - корпус.



Автоматы типа АПР (рисунок 12.5) предназначены для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, а также для автоматизации по захвату, удержанию на весу, освобождению и центрированию колонны НКТ.

Для механизации процесса свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШКТМ, КМШЭ, КАРС (автоматические и механические ключи), принцип аналогичен АПР.

Ключи механические универсальные КМУ применяют при текущем ремонте скважин для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию НКТ с удержанием на весу и центрированием колонны труб. Наибольшее применение ключ получил при ремонте скважин с погружными центробежными электронасосами. Ключи КМУ-50, КМУ-ГП-50, КМУ-32 имеют электрический инерционный взрывобезопасный с питанием от промысловой сети привод.

Рисунок 16.5 - Автомат АПР-2ВБМ

1 - корпус автомата; 2 - червячное колесо; 3 - клиньевая подвеска; 4 - корпус клина;5 - плашка; 6 - опорный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика; 9 - электроинерционный привод; 10 - ось балансира;

11 - направление клиньевой подвески;

12 - центратор;13 - пьедестал центратора; 14 - фиксатор центратора.

Универсальный механический ключ КМУ-50 (рисунок 12.6) состоит из блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электроприводом.

Рисунок 16.6 - Ключ механический универсальный КМУ-50

1 - блокировочная рукоятка; 2 - механизм совмещения прорезей рабочей шестерни и корпуса; 3 - водило; 4 - редуктор; 5 - электропривод; 6 - сменный механизм; 7 - кронштейн; 8 - вращатель; 9 - спайдер

Спайдеры предназначены для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину. На рисунке 16.7 показан автоматический спайдер АСГ-80. Он состоит из корпуса, клиньевой подвески, сменных центраторов и механизма подъема клиньев.

Механический гидроприводной ключ КПР-12 предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных и бурильных труб в процессе выполнения спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин.

Состоит из следующих основных узлов: трубного ключа, производящего свинчивание и развинчивание с расчетным крутящим моментом; гидравлической насосной станции, создающей требуемые расход и давление масла в гидросистеме, и подвески ключа с гидроподъемником и амортизатором.

Ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезной рабочей шестерней, в которой устанавливаются сменные захваты. Комплектуется объемным стопорным устройством.

Рисунок 16.7 - Спайдер АСГ-80

1 - вкладыш центратора; 2 - корпус; 3 - корпус клина; 4 - плашка;

5 - подвеска; 6 - пружина ползуна; 7 - направляющая.

Ключ трубный типа КТЛ (рисунок 16.8) предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и замков бурильных труб механизированным, а также ручным способом при текущем и капитальном ремонте скважин. Обеспечивает надежный захват НКТ, сохранность НКТ от деформаций.

Обладает по сравнению с ключами типа КТГУ в зависимости от типоразмера меньшей на 20 - 43 % массой, повышенной в 5 - 10 раз стойкостью сухарей.

Рисунок 16.8 - Ключ трубный КТЛ

1 - рукоятка; 2 - ось; 3 - пружина; 4 - скоба; 5 - челюсть; 6 - ось;

7 - сухарь; 8 - ручка

Круговой ключ штанговый КШК (рисунок 16.9) с регулируемыми зажимными плашками применяется для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере глубинного насоса. Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера глубинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами. Так как муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг, то после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек неподвижная, прикреплена двумя штифтами к внутренней части ключа, а вторая - подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня.

Рисунок 16.9 - Ключ круговой штанговый КШК

Ключи цепные применяются при ручном свинчивании и развинчивании труб различного диаметра. Ключ состоит из рукоятки, двух шарнирно соединенных щек с зубьями с плоскими шарнирными звеньями. Для придания прочности щеки термически обрабатываются.

Изготавливаются цепные ключи двух типов: КЦН -- ключ цепной нормальный, КЦО -- облегченный.

Герметизаторы ГУ-48, ГУ-60, ГУ-73 предназначены для герметизации устья в процессе проведения ремонтных работ в скважине.



2.2 Анализ причин выхода из строя штанговых скважинных насосов

Основным элементом штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) является глубинный плунжерный насос. От надежности этого узла зависит экономическая эффективность нефтедобывающих предприятий. Поэтому повышение работоспособности скважинных

плунжерных насосов является ключевой задачей в снижении себестоимости добываемой нефти.

АНК «Башнефть» 80 % скважин эксплуатируется ШСНУ, и это количество с каждым годом увеличивается по мере истощения пластовойэнергии.

Скважинный штанговый насос предназначен для откачивания из нефтяных скважин жидкости, имеющей следующие показатели: температуру не более 1300С, обводненность не более 99 % по объему, вязкость не более 0,3 Па·с, минерализацию воды до 10 г/л, содержание механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не

более 25 % по объему, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацию ионов водорода рН 4,2…8,0. Первопричиной многих проблем при эксплуатации СШН является специфика его работы, заключающаяся в возвратно-поступательном движении плунжера и колонн штанг и, как следствие, большая амплитуда и величина усилий. Средняя величина погружения насосов под динамический уровень составляет 300 м, что обеспечивает давление на приеме насоса не менее 2,5 МПа. В таблице приведены данные об отказе элементов насосов УСШН.

Статистические данные показывают, что из всего скважинного оборудования на отказы насосов приходится 28 % от общего числа отказов. При рассмотрении поднятых насосов установлено, что в 72 % случаев происходит запарафинивание клапанов и плунжера, в 18 % - износ плунжерной пары. Анализ данных показывает, что отказы практически связаны с заклиниванием плунжеров и выходом из строя клапанных узлов.

Основные причины отказов: пропуск в нагнетательном клапане,забиты клапаны, забит приемный клапан, забит нагнетательный клапан, грязь на приеме насоса, песок в клапанах, пропуски в клапанах, конус опоры и плунжер забиты, заклинка конуса, забита приемная часть насоса, грязь с парафином, клапан забит шламом.



2.3 Мероприятия по увеличению межремонтного периода работы скважин

Большое содержание парафина в добываемых нефтях вызывает твердые отложения на стенках НКТ, элементах колонны штанг и т.д. По мере отложения парафина происходит потеря производительности УСШН из-за зависания колонны штанг, увеличение нагрузки в точке подвеса штанг, увеличение перепада давления на выкиде насоса. Закономерность

отложений парафина на стенках НКТ показывает увеличение их толщины от насоса к устью. Глубина отложений колеблется от устья в пределах от 300.. .750 м.

Отложение парафина, его интенсивность зависит от состава нефти, содержания воды, термических и гидродинамических условий движения жидкостей в трубах и в насосах, состояния внутренней поверхности НКТ, сил межмолекулярного сцепления кристаллов парафина с поверхностью и между собой.

В настоящее время прилагаются различные способы для удаления парафина: установка на колонне штанг скребков, покрытие внутренней поверхности НКТ лаками, эмалями, остеклованием ,подача растворителей АСПО дозаторами, удаление АСПО из НКТ, обсадной колонны и выкидных линий добывающих скважин периодически растворителями и др.

В качестве растворителя применяют горячую нефть, углеводородный растворитель в виде стабильного конденсата и низкие С1-С3 алкиловые спирты или их смеси в качестве поверхностно-активных веществ (ПАВ) и другие смеси.

Проведение работ по удалению АСПО из лифтов скважин необходимо проводить на скважинах, оборудованных ШГН, при увеличении нагрузки балансира на 20-25%.

Применение удалителя АСПО для обработки скважинного оборудования и выкидных линий целесообразно осуществлять по графику, не допуская полного запарафинивания оборудования. Технологические схемы применения удалителя АСПО, состав удалителя АСПО

определяются условиями разработки месторождений, способом эксплуатации добывающих скважин, физико-химическими свойствами АСПО, расположением и интенсивностью их образования. Применяют различные схемы подачи удалителя при обработке глубинного

оборудования. Может применяться следующая схема подачи удалителя через затрубье по схеме: автоцистерна -задавочный агрегат- затрубное пространство. Обвязка устья скважины при закачке в НКТ осуществляется по схеме “автоцистерна - задавочный агрегат - НКТ”. Прямая промывка НКТ осуществляется на фонтанных и газлифтных скважинах. Промывка через затрубное пространство с последующей циркуляцией удалителя

через НКТ осуществляется на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН.

Объем удалителя АСПО, необходимый для промывки лифтов, определяется на основании количества АСПО, отложившихся на стенках НКТ, и концентрации насыщения удалителем АСПО по зависимости:

где VP- объем растворителя, м3, Q - количество АСПО, т, Сн - концентрация насыщения удалителем АСПО (определяется по лабораторным данным); А - коэффициент, учитывающий снижение активности растворителя за счет его смешения с нефтью, равный 1,15-1,20.

Количество нефти, необходимой для проведения горячей обработкинефтепроводов, выкидных линий до АГЗУ определяется двухкратным объемом этих объектов.

Вышеприведенные способы обработки скважинного оборудования удалителем АСПО имеют ряд недостатков: при промывке через затрубное пространство скважинное оборудование УСШН и УЭЦН увеличивается расход удалителя АСПО за счет заполнения им затрубного пространства и воздействия на пласт; не применяется более эффективная технология

удаления АСПО -пульсированная промывка оборудования с удалителем АСПО.

На рисунке 1 приведена технологическая схема пульсированной

прямой промывки скважинного оборудования УСШН и УЭЦН.

1 - автоцистерна; 2 - насосный агрегат; 3 - обратный клапан; 4 - управляемый клапан; 5 - вибратор-пульсатор.

Рисунок 1 - Принципиальная схема пульсированной промывки скважинного оборудования УСШН и УЭЦН.

2.4 Проект проведения ПРС по скважине №__

Для проектирования берем

Геолого-технологическая характеристика скважины №__

Расчет глушения скважины №__

В целях предупреждения открытого фонтанирования перед производством текущего капитального ремонта и освоения скважин следует создать противодавление на забой скважины (эксплуатируемый или вскрываемый пласт) с помощью жидкости глушения.

Жидкость глушения должна обладать следующими свойствами:

1. иметь достаточный удельный вес для создания необходимого давления на забой;

2. в случае эксплуатации скважин механизированным способом иметь содержание механических примесей не более 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - не более 0,5 г/л.