Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин в условиях Конитлорского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Основными задачами требующими первоочередного решения в нефтегазовой промышленности - это решение ряда важнейших проблем, без устранения которых нельзя говорить об устойчивом и успешном развитии нефтедобывающей отрасли в целом, а именно:

ухудшение состояния сырьевой базы добывающих отраслей ТЭК как в количественном (сокращение объема запасов), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов) отношениях, связанное с недостаточными объемами геолого-разведочных работ;

отсутствие государственной программы воспроизводства и рационального использования минерально-сырьевой базы (в настоящее время разрабатывается МПР России);

необходимость корректировки законодательства в сфере недропользования и налогообложения (принятие нового закона «О недрах»);

высокая степень износа основных фондов в ТЭК, которая в целом превышает 50 %, а в нефтепереработке - более 80 %;

сохраняющаяся тенденция увеличения доли неработающего фонда скважин.

повышение эффективности воспроизводства минерально - сырьевой базы.

обеспечение рационального использования и охраны недр.

Западная Сибирь - один из крупнейших в мире нефтегазовых районов, на ее территории открыто более 500 месторождений нефти и газа с запасами свыше 200 млрд. тонн углеводородов. Более чем за 30 лет эксплуатации около 200 месторождений добыто более 7 миллиардов тонн нефти. Прогнозные запасы оцениваются в 35 миллиардов тонн.

Одним из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий в Западной Сибири и в России является Открытое Акционерное Общество «Сургутнефтегаз». Объем добычи нефти которого за 2006 год составил 67 млн. тонн, а объем производства газа - 14,8 млрд.м³.

Конитлорское месторождение, является одним из месторождений разрабатываемой компанией основной фонд скважин, которого представлен УЭЦН. Основными осложнениями при работе скважин, приводящим к уменьшению МРП является АСПО. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. В данном дипломном проекте приведены основные причины выхода из строя скважин, работающая в осложненных условиях, на примере Кониттлорского месторождения, и предложены мероприятия, направленные на предупреждение и ликвидацию осложнений. Наиболее эффективным способом борьбы с АСПО является тепловые методы.

Рисунок 1 - Обзорная карта

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Орогидрография

В административном отношении Конитлорское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 182 км к северу от г. Сургута.

Месторождение расположено на Конитлорском лицензионном участке, недропользователем которого является ОАО «Сургутнефтегаз».

Месторождение практически обустроено -- построена и эксплуатируется система сбора и внешнего транспорта углеводородного сырья. Ближайшая нефтеперекачивающая станция системы «Транснефть» расположена на территории Западно-Сургутского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз».

Конитлорское месторождение открыто в 1980 году, введено в эксплуатацию в 1995 году.

Конитлорское нефтяное месторождение расположено в северной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение расположено в северной части Сургутского свода (структура 1-го порядка) и приурочено к восточной части Конитлорской террасы, граничащей с Тончинским прогибом.

В физико-географическом отношении Конитлорское месторождение расположено в лесной области Сургутской провинции Западно-Сибирской страны. Месторождение находится в бассейне реки Тромъеган. По территории месторождения протекают реки Волоктаягун, Ингуягун, Ульт-Ягун, Ортъягун, являющиеся притоками Тромъегана, а также находится ряд крупных озер (Консурийлор, Вачлор, Тлониклор). Произрастают преимущественно сосновые, реже кедровые, местами с елью, леса. Также распространены сильно обводненные и заозеренные олиготрофные (сфагновые) болотные системы, преимущественно с грядово-озерковыми и грядово-мочажинно-озерковыми комплексами. Болотные системы района имеют весьма сложное строение и занимают полностью водоразделы и склоны речных долин. Большая часть территории месторождения заболочена (46%), заозеренность составляет 5%. В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 1404 от 23.11.96 г. на территории Родникового месторождения вокруг водных объектов выделены водоохранные зоны.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного месяца, января -21.4⁰С. Толщина снежного покрова до 60-75см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Среднегодовая температуры почвы -3.1⁰С. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16.8^оС, с абсолютным максимумом +34^оС. В целом климат района типичен для зоны тайги.



Pиcунок 2 - Сводный литолого-стратиграфический разрез

1.2 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение расположено в северной части Сургутского свода (структура I порядка) и приурочено к восточной части Конитлорской терассы, граничащей с Тончинским прогибом, которое осложнено рядом локальных структур 3-го порядка. Непосредственно Конитлорское месторождение приурочено к целой группе поднятий: Конитлорское, Северо-Конитлорское, Северо-Еловое, Еланское, Холмское.

В результате дополнительных сейсмических работ, разведочного и эксплуатационного разбуривания уточнились структурные построения изучаемой площади. По отражающему горизонту «Б» структурная поверхность месторождения характеризуется общим подъемом в сторону Конитлорской терассы от отметок 2820 м в Южно-Ярсомовском прогибе до 2690 м на Северо-Еловом поднятии.

На севере в пределах выступа фундамента, отвечающего Конитлорскому поднятию, структурная поверхность по горизонту «Б» представляет собой, в основном, структурный мыс, открывающийся в западном направлении.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

Продуктивными пластами являются БС₁₀⁰, ЮС₀^к, ЮС₁, ЮС₂, Ач₁, Ач₂, Ач₃, Ач₄, Ач₅.

Пласты сложены песчаниками с переслаиванием аргиллитов и алевролитов.

Наиболее продуктивным является пласт Ач₁, где сосредоточено 94 % запасов, остальные пласты имеют подчиненное значение, также продуктивен пласт ЮС₁, где выявлено четыре залежи структурно-литологического и пластово-сводового типов.

Залежь пласта БС₁₀° является пластово-сводовой, литологически экранированной. Пористость по пласту в среднем составляет 0,20. Средняя проницаемость по ГИС составляет 38*10^-3 мкм².

Пористость по ачимовским отложениям составляет 0,19, проницаемость 18*10^-3 мкм².

Пористость по пласту ЮС_о^К составляет 0,183, проницаемость 13*10^-3 мкм².

Пористость по пласту ЮС₁ составляет 0,17, проницаемость 5*10^-3 мкм².

Пористость по пласту ЮС₂ составляет 0,18, проницаемость 8*10^-3 мкм².

Нефть разрабатываемых объектов Конитлорского месторождения сравнительно лёгкая, средней вязкости, смолистая, парафинистая, сернистая.

Как следует из результатов исследований, преимущественно химических, тип вод гидрокарбонатно-натриевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами Na - и K, Cl, Mg, Ca, HCO₃. В качестве микрокомпонентов отмечено присутствие I (2.5 - 12.3 мг/л), Br (9.0 - 49.9 мг/л), B(3.7 - 12.9 мг/л), F (0.6 - 2.2 мг/3). Судить о промышленной значимости вышеуказанных компонентов в настоящий момент не представляется возможным из-за ограниченного объема данных.

Общая минерализация пластовых вод невелика и по результатам анализов колеблется в диапазоне 18 - 26 г/л.

Содержание тяжелых углеводородов в составе водорастворенных газов не превышает 2 - 3 % объемных, однако вблизи контуров нефтяных залежей оно может достигать 8 - 10 %. Содержание метана колеблется от 61 до 89 %. Концентрация неуглеводородных компонентов (СО₂, N₂,) не превышает в сумме 5 или 8%, лишь на локальных участках достигая 17%. Сероводород в составе газов не обнаружен.

Коллекторские свойства и физико-химические характеристики продуктивных пластов приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристика продуктивных горизонтов

Параметры	Пласты
	БС100	Ачим1	Ачим2	Ачим3	Ачим4	Ачим5	ЮС0к	ЮС1	ЮС2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка). ч	2386	2587	2615	2613	2622	2639	2654	2727	2780
Тип залежи	ПС+ЛЭ	ПС, ПС+ЛЭ(3) МС(2)	ПС+ЛЭ(1), МС+ЛЭ(3)МС(3)	ПС(1), водопл(2), ПС+ЛЭ	ПС, ЛЭ	ПС водолл, ПС+ЛЭ	ЛЭ	СЛ(3), ПС	СЛ(2), ЛЗ
Тип коллектора	поровый
Площадь нефтеносности, тыс м	208847	258178	28303	4690	3887	1614	2136	29982	11261
Средняя общая толщина, м	294	26,5	14,3	15,3	17,0	14,3	12 1	145	125
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, ч	12,0	5,9	2,6	2,5	3,7	3,7	1,6	2,0	0,9
Средняя эффективная водонасыщенная толщина м	7,3	8,3	8,1	8,4	9,1	6,4	-	1,4	2,9
Коэффициент пористости, доли ед	0,20	0,19	0,18	0,20	0,20	0,17	0,18	0,17	0,18
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед	0,60	0,63	0,62	0,61	0,62	0,62	0,66	0,57	0,59
Коэффициент нефтенасыщенности ВИЗ, доли ед	0,51	0,59	0,56	0,62	0,62	0,62		0,58	0,57
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед	0,60	0,60	0,57	0,62	0,62	0,62	0,66	0,57	0,59
Проницаемость (ГНС), 103 мкм2	38	18	12	25	19	9	13	5	8
Коэффициент песчанистости, доли ед	0,535	0,526	0,457	0,586	0,503	0,673	0,221	0,256	0,200
Коэффициент расчлененности, ед	7	5	4	3	4	4	2	4	2
Начальная пластовая температура, °С	78	80	80	80	80	80	80	88	90
Начальное пластовое давление, МПа	24,9	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	26,8	28,0	29,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1,86	2,20	2,20	2,20	2,20	2,20	2,20	0,67	1,51
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с	9,2	13,4	13,4	13,4	13,4	13,4	13,4	3,8	10,8
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	796	808	808	808	808	808	808	729	791
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	852	862	862	862	862	862	862	822	856
Абсолютная отметка ВНК, ч	-24445	-2600 -2683 5	-2587 -26482	-2589 -2679 8	-26158 -2626	-2632 8 -2641 6	-	-2794,8 -2866,2	-2666 -2723,9
Объемный коэффициент нефти, доли ед	1,11	1,11	1,11	1,11	1,11	1,11	1,11	1,25	1,14
Содержание серы в нефти, %	1,40	1,61	1,61	1,61	1,61	1,61	1,61	1,38	1,70
Содержание парафина в нефти, %	2,89	3,43	3,43	3,43	3,43	3,43	3,43	3,16	2,72
Давление насыщения нефти газом, МПа	8,6	10,7	10,7	10,7	10,7	10,7	10,7	12,8	11,5
Газовый фактор, м3/т	42	51	51	51	51	51	51	103	61
Содержание сероводорода, %	отсутствует
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,40	0,39	0,39	0,39	0,39	0,39	0,39	0,35	0,34
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3	993	996	996	996	996	996	996	993	993
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3	1001	1014	1014	1014	1014	1014	1014	1017	1018
Сжимаемость, 1/МПа*104
нефти	10,9	11,4	11,4	11,4	11,4	11,4	11,4	17,8	12,2
воды	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7
породы	4,8	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	5,6	3,6

1.4 Состояние разработки месторождения

Конитлорское нефтяное месторождение введено в разработку в декабре 1995 года. Эксплуатационное бурение ведется с 1996 года.

На балансе по месторождению числится 303,579 млн.т нефти промышленного значения в пластах БС10/0, Ач1-5. Начальные извлекаемые запасы (НИЗ) составляют 92,956 млн.т.

В 2006 году добыча нефти в целом по месторождению составила 5118,760 тыс.т, что выше уровня 2005 года на 115,345 тыс.т. С начала разработки отобрано 28857,637 тыс.т нефти, что составляет 31,0% от начальных извлекаемых запасов при проектном уровне 31,6%. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 5,5% при проекте 5,9%. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов составил 7,5% при проекте 8,0%.

Добыча жидкости за 2006 год составила 11950,499 тыс.т, что выше уровня 2005 года на 2077,076 тыс.т.

Фонд скважин на 01.01.2007 года распределился следующим образом:

Всего - 1180

в т.ч. добывающие - 826

нагнетательные - 275

контрольные - 10

пьезометрические - 27

водозаборные - 14

в ликвидации и

ожид.ликвидации - 28 (доб. - 26, нагн. - 1, в/з - 1).

Добывающий фонд по способам эксплуатации распределился следующим образом:

Всего - 826

в т.ч. ФОН - 12

ЭЦН - 466 (из них 84 горизонтальных скв.)

ШГН - 192 (из них 16 горизонтальных скв.)

ОДИ - 156 (из них 45 горизонтальных скв.)

В 2006 году при плане 105 введено 130 новых нефтяных скважин: из бурения и освоения 129 скважин и 1 скважина из пьезометрического фонда. На пласт БС10/0 введено 92 скважины, на пласт Ач1-5 введено 38 скважин. В 2006 году введены 22 горизонтальные скважины (на БС10/0 - 13 скважин, на Ач1-5 - 9 скважин).

Вошло в нефтяной фонд 5 скважин из пьезометрического фонда. Из бездействия прошлых лет при плане 7 введено 10 скважин. Выбыло из нефтяного фонда 43 скважины: 20 скважин в нагнетательный фонд, 2 скважины в ожидание ликвидации и 21 скважина в пьезометрический фонд.

Средний дебит одной новой скважины жидкости составил 31,68 т/сут при проекте 29,3 т/сут, дебит нефти - 23,04 т/сут, обводненность новых скважин 27,27% при проекте 15,5%. Для сравнения, средний дебит нефти новых скважин составил: в 2005 году 22,2 т/сут, в 2004 году 48,0 т/сут, в 2003 году 31,3 т/сут, в 2002 году 29 т/сут, в 2001 году 21,9 т/сут. Основной причиной снижения среднего дебита нефти по новым скважинам является бурение краевых участков пласта северной части пласта БС10/0, тогда как в 2004 году разбуривалась центральная часть.

Средний дебит нефти действующей скважины в целом по месторождению за 2006 год составил 19,56 т/сут (в 2005 году - 21,74 т/сут), при проекте 21,8 т/сут, горизонтальной скважины - 31,83 т/сут (в 2005 году - 35,82 т/сут). Дебит жидкости составил 45,66т/сут при проектном уровне 51,1т/сут.

Среднегодовая обводненность за 2006 год составила 57,17% при проектном уровне 54,3% и увеличилась по сравнению с 2005 годом на 7,9%. Среднегодовая обводненность перешедших скважин в 2006 году составила 58,97% при проекте 49,9% и увеличилась по сравнению с 2005 годом на 3,6%.

Неработающий фонд добывающих скважин на 01.01.2007 года составил 43 единицы или 5,2% от эксплуатационного фонда. В простое 14 скважин (1,7%), в бездействии 20 скважин (2,4%), в освоении 9 скважин (1,1%), Основные причины неработающего фонда - «отсутствует приток жидкости», «забуривание второго ствола», «отсутствие подачи». Средний дебит простаивающих скважин - 2,3 т/сут, бездействующих - 3,2 т/сут.

В 2006 году при плане 28 введено 42 нагнетательных скважины: 22 скважины их бурения и 20 скважин из отработки. Из бездействия прошлых лет при плане 2 введено 3 нагнетательные скважины. В ожидание ликвидации выбыла 1 скважина. Нагнетательный фонд увеличился на 41 скважину и составил 275 скважин. Средняя приёмистость по месторождению составила 173,2 м³/сут при проекте 164,7 м³/сут.

Неработающий фонд нагнетательных скважин составил 3 единицы.

Закачка воды за 2006 год составила 15913,925 тыс.м^З при проектном уровне 14334,700 тыс.м^З.

Компенсация отбора закачкой в целом по месторождению составила: текущая 118,1%, накопленная 109,7% при проектных значениях 104,8% и 106,7% соответственно.

С целью увеличения охвата пластов заводнением на трех скважинах опробована технология создания одновременно - раздельной закачки на пласт Ач и БС10/0, дополнительная добыча составила 2,780тыс.т.

Энергетическое состояние пластов следующее:

Пласт БС10/0. Пластовое давление за год выросло на 0,17 МПа и составило 25,07 МПа при начальном 25,4 МПа.

Пласт Ач1-5. Пластовое давление выросло на 0,08 МПа и составило 26,82 МПа при начальном 26,7 МПа.

Таблица 2. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2007

Наименование	Характеристика фонда скважин	БС100	Ач1-5	ЮС1	ЮС2	Всего
Фонд добывающих скважин	Пробурено	602	235	4	6	847
	Возвращено с других горизонтов	30	4	-	-	34
	Всего	632	239	4	6	881
	В том числе
	Действующие	586	211	-	-	797
	из них фонтанные	2	1	-	-	3
	ЭЦН	500	120	-	-	620
	ШГН	84	90	-	-	174
	газлифт	-		-	-	-
	- бескомпрессорный	-	-	-	-
	- внутрисхважинный			-		-
	Бездействующие	11	9	-		20
	В освоении после бурения	2	5	2	-	9
	В консервации	-	-	-	-
	Наблюдательные+пьезометрические	5+21	5+6	-	-	10+27
	Переведены под закачку	-	22	-	-	22
	Переведены на другие горизонты	4	30	-	-	34
	В ожидании ликвидации	2	-	-	-	2
	Ликвидированные	5	3	2	6	16
Фонд нагнетательных сквжин	Пробурено	173	81	-		254
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-	-	-
	Переведены из добывающих	-	22	-	-	22
	Всего	173	103	-	-	276
	В том числе
	Под закачкой	172	101	-		273
	Бездействующие	1	1	-	-	2
	В освоении	-	-		-	-
	В консервации	-	-	-	-
	В отработке на нефть	48	30	.	-	78
	Переведены на другие горизонты	-		-	.	-
	В ожидании ликвидации	-	-	-	-	-
	Ликвидированные		1	-	-	1
Фонд газовых скважин	Пробурено			-	-	-
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-
	Всего	.	.	-	-	-
Фонд водозаборных скважин	Всего			-	-	15
	В том числе
	Действующие	-	-	-	-	12
	Бездействующие	-	-	-	-	2
	В освоении		-	-
	Ликвидированные				-	1
Итого по месторождению	805	342	4	6	1172

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Анализ способов добычи нефти на Конитлорском месторождении

По состоянию на 01.07.2006 парафинящейся фонд скважин ЦДНГ-5 составляет 523 скважин. Как видно из таблицы 3 количество ОДИ - 26, фонтанные - 30, ШСН - 263, ЭЦН - 431 из них 15 бездействия.

В 2006 году было проведено 68 обработок. Основная часть обработок проводилась силами НГДУ с помощью АДП и тросово-канатных звеньев. Скважины по которым проводилось АДП представлены в таблице 4. Исходя из таблицы 4 можно проанализировать по каким скважинам проводились обработки АДП и межочистной период по каждой скважине.

В течение года проводилась работа по уточнению межочистного периода, в результате МОП увеличился на 55 суток.

В связи с увеличением межочистного периода были снижены наиболее дорогостоящие обработки.

Также в течение года анализировались причины износа штанговых глубинных насосов, как видно из таблицы 5 основными причинами износа являются:

1 . Засорение насосов мехпримесями (полиэтилен, резина, дерево, окалина и т.д. в клапанных узлах).

2. Засорение насосов песчано-парафинистой смесью.

Исходя из таблицы 6 основными же причинами выбраковки штанговых глубинных насосов являются заклинивание плунжера, неравномерный износ цилиндра насоса (невозможно подобрать плунжер), деформация резьбовой части цилиндра и продольный разрыв цилиндра насоса из температурного расширения жидкости (образование льда).

Таблица 3 - Фонд скважин Конитлорского месторождения

	э/ф	дейст.	дающ.	прост.	б\д	осв.	пьез.	контр.	ликв.	консер.
мест. Конитлорское
ОДИ	26	26	26	0	0	0	0	0	0	0
ФОНТ	30	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ШВН	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ШСН	263	263	263	0	0	0	0	0	0	0
ЭДН	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ЭЦН	431	400	400	3	15	0	5	0	0	8

Таблица 4 - Межочистной период скважин Конитлорского месторождения.

Месторождение	ЦДНГ	Куст	Скв	Способ	Насос	Тип ДПР	Qж	Н2О%	МОП
Конитлорское	5	11	1470	ШГН	НВ1Б-32-30-15-1	АДП	6	85	365
Конитлорское	5	11	1531	ШГН	НВ1Б-44-30-15-1	АДП	14	73	250
Конитлорское	5	11	1535	ШГН	НВ1Б-32-30-15-1	АДП	5	80	330
Конитлорское	5	12	1538	ШГН	НВ1Б-32-30-15-1	АДП	2	60	250
Конитлорское	5	12	1544	ШГН	НВ1Б-38-30-15-1	АДП	14	70	220
Конитлорское	5	13	1481	ШГН	НВ1Б-38-30-15-1	АДП	9	60	20
Конитлорское	5	14	1548	ШГН	НВ1Б-44-30-15-1	АДП	18	50	120
Конитлорское	5	16	1558	ШГН	НВ1Б-32-20-15	АДП	2	80	365
Конитлорское	5	16	1561	ШГН	НВ1Б-32-30-15-1	АДП	4	92	250
Конитлорское	5	6	1437	ШГН	НВ1Б-44-30-15-1	АДП	22	50	200

Таблица 5 - Ремонт штанговых глубинных насосов по причинам износа

Типоразмер насоса	Количество, шт.	В % от общего количества ремонтов	Дефекты узлов выявленные при ремонте	Примечание
			Износ клапанной пары	Слом штока плунжера	Деформация головки направляющей штока, деформация переходника штока	Механический износкорпуса клапана	Износ плунжера	Деформация резьбы цилиндра, vлпинитeля
Итого текущих ремонтов	298		206	20	73	57	47	28	1 . Засорение насосов мехпримесями (полиэтилен, резина, дерево, окалина и т.д. в клапанных узлах) - около 1 5 % 2. Засорение насосов песчано-парафинистой смесью (забиты клапанные узлы и плунжер насоса) - около 20%. Наличие парафина наблюдается в 70% разобранных насосов. После удаления мехпримесей -насосы в рабочем состоянии.
в т.ч. по типоразмерам:
НВ1Б-27(25-106-КНАМ)	11	3,7 %	6		3			6
НВ1Б-29США	12	4,0%	9		2	7	4
НВ1Б-32(25-125-КНАМ)	91	30,5%	63	8	22	11	14	12
В т.ч. США	38	12,8%
НВ1Б-38(25-150-КНАМ)	59	19,8%	42	5	18	14	9	4
В т.ч. США	7	2,3%
В т.ч. Австрия	5	1,7%
HB1B-44(25-175-RHAM)	54	18,1%	38	7	28	16	6	О
В т.ч. США	9	3,0%
НВ2Б-44(25-175-ТНМ)	55	18,5%	37			9	11	2
НВ2Б-57 (25-225-ТНМ)	16	5,4%	11				3

Таблица 6 - Основные причины выбраковки штанговых глубинных насосов

Типоразмер насоса	Количество, шт.	В % от общего количества ремонтов	в том числе по причинам	Примечание
			Заклинен плунжер (невозможно извлечь)	Неравномерный износ цилиндра насоса (не-возможно подобрать плунжер)	Деформация резьбовой части цилиндра	Продольный разрыв цилиндра насоса из-за температурного расширения жидкости (образование льда)
Итого забраковано	45		6	35	3	1
в т.ч. по типоразмерам:
HB1B-27(25-106-RHAM)	3	6,7%	2			1
НВ1Б-29США	2	4,4%		2
HB1B-32(25-125-RHAM)	20	44,4%	1	18	1
В т.ч. США	6	13,3%		6
HB1B-38(25-150-RHAM)	4	8,9%		4
HB1B-44(25-175-RHAM)	9	Г20,0%	1	7	1
В т.ч. США	1	2,2%		1
НВ2Б-44(25-175-ТНМ)	3	6,7%	2	1
НВ2Б-57 (25-225-ТНМ)	3	6,7%		3
НВ2Б-32	1	2,2%			1	.

2.2 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин различными способами

Добыча нефти на месторождениях НГДУ «Комсомольскнефть» сопровождается интенсивными асфальто-смолистыми парафиноотложениями (АСПО) в НКТ и кольцевом пространстве. Интенсивность отложений АСПО на внутрискважинном оборудовании определяется как термобарическими режимами, структурой потока, так и составом, свойствами добываемой продукции. Интервал отложений АСПО составляет на Конитлорском месторождении от 1046 метров по пласту БС_11. Наиболее интенсивное отложение АСПО приходит на глубине 300-350 метров, связанные с существованием линз многолетнемерзлых пород. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.

Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя погружных электродвигателей (ПЭД), износ рабочих органов насоса или их засорение механическими примесями, отложениями солей, падение на забой отдельных частей или в целом установок ЭЦН.

Осложнениями в работе фонтанных скважин являются:

открытое нерегулируемое фонтанирование;

образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях;

пульсация;

образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению;

отложение солей на забое скважины и внутри НКТ;

накопление воды на забое.

Основными причинами отказов ШСН являются: обрывы штанговых колонн или отворот штанг, выход из строя клапанных узлов насоса, негерметичность НКТ.

При эксплуатации искривленных скважин между штангами и трубами возникают силы трения, приводящие к быстрому износу штанговых муфт, поверхности НКТ, что может привести к обрывам штанг и порче НКТ; металлическая стружка может привести к заклиниванию плунжера в цилиндре.

В процессе эксплуатации насосных скважин при добычи высоковязких нефтей возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гидродинамических сил трения сводится к увеличению максимальной нагрузки, уменьшению минимальной нагрузки и коэффициента полезного действия ШСН. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа*с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

2.3 Причины и условия осложнений

Причинами осложнений при работе глубинно-насосных скважин является понижение температуры по стволу скважины и давления что приводит к отложениям АСПО на ПЗП и в подземном оборудования. Условиями осложнений является то, что:

из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа;

из пласта выносится песок;

в насосе и трубах откладывается парафин;

ствол скважины искривлен.

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок. Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать песчаную пробку, в результате чего уменьшается или прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре (УШГН). Песок также при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. К "песочным" скважинам относят скважины с содержанием песка более 1г/л.

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса (а_м), вплоть до нарушения подачи.

При добычи парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению и перемещения колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует под собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважин. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.

В условиях Конитлорского месторождения скважины размещены кустами, при этом стволы бурят наклонно - направленно. При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание насосно -компрессорных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг.

Все вышеизложенные осложнения актуальны для скважин, эксплуатируемых в условиях Конитлорского месторождения.

2.4 Методы предупреждения и ликвидации осложнений

Известно несколько способов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Основной метод борьбы - уменьшения газосодержания жидкости, поступающий в насос.

При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме насоса, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворяется в нефти.

При поступлении жидкости в насос газ частично сепарируется в затрубное пространство. Сепарацию газа характеризуют коэффициентом сепарации, который представляет собой отношение объема свободного газа, уходящего в затрубное пространство, по всему объему свободного газа у приема насоса. Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса, до 25% содержания свободного газа - скважина эксплуатируется без сепаратора, более 25% - с газовым сепаратором.

Наиболее эффективным методом при эксплуатации "песочных" скважин - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забой, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшение отбора жидкости. При этом целесообразно обеспечить плавный запуск песочной скважины последовательным увеличением длины хода, числа качаний, или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное отверстие (20 - 25 % от дебита).

Песочные якори (сепараторы) и фильтры, устанавливаемые у приема насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости, применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Этот метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее количество его невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, цементно - песчано - солевые, песчано - пластмассовые, пружинные и другие фильтры. Лучшим является сетчатый фильтр.

Однако полностью избежать вредного влияния песка не удается. Некоторое его количество поступает в насос и приводит к износу деталей насоса. Поэтому используются специальные насосы для песчаных скважин. Например для ШГН используются насосы повышенной износостойкости имеют плунжер, напыленный твердыми сплавами или хромированный, с азотированными втулками. Применяют насосы следующих конструкций: с малыми зазорами между плунжером и цилиндром; с сепаратором внутри плунжера; с гидрозащитной пары плунжер - цилиндр; с плунжерами, имеющими кривые канавки; типа "пескобрей"; с гидрозащитной (использование полых штанг) и другие.

Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонке устанавливают скребки - завихрители. Скребок - завихритель представляет сабой болванку со спиральными проточными канавками на наружной поверхности для пропуска жидкости, диаметр скребка насколько меньше внутреннего диаметра НКТ. При движении штанг создается завихрение струн, что препятствует оседанию песка над насосом, при остановке СК песок, находящийся в жидкости, оседает на верхние торцевые площадки скребков - завихрителей, а не на плунжер насоса. Их применяют также и для борьбы с отложениями парафина в НКТ, и для предотвращения истирания штанг в наклонных скважинах.

Для УЭЦН в зависимости от количества агрессивных компонентов, содержащая в откачиваемой жидкости, выпускают обычного исполнения (механических примесей до 0,1 г/л), износостойкого (механических примесей до 0,5 г/л), коррозионно-стойкого (H₂S до 1,25 г/л и рН = 6,0 - 8,5). При большей кривизне ствола наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до обрыва штанг. Для медленного проворачивании колонны штанг и плунжера "на заворот" при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфту и плунжеры, предотвращение отворотов штанг и удаления парафина при использовании скребков применяют штанговращатель.

Для уменьшения износа трения скольжения заменяют трением качения посредством использования муфт - вставок, снабженных роликами. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки -завихрители. Кроме того, применяют режим откачки, характеризуется большой длиной хода и малым числом качения.

Отложение солей могут происходить на всем пути движения воды - в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод, поступающих в скважину из различных горизонтов (пластов). Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления солевых отложений.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубках - применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин.

Наиболее эффективными ингибиторами являются полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафосфат, три полифосфат натрия, аммофос и др.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер (поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому защитное покрытие труб гидрофильными (смачивающиеся водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный и др. лаки). Добавки в поток химических реагентов способствуют гидродэилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти.

Такими реагентами могут быть водо - и нефтерастворениях поверхностно -активные вещества.

Использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина. Магнитный активатор предназначен для снижения интенсивности парафиноотложений и коррозии внутри скважинного оборудования, он монтируется на приеме штангового насоса между газопесочным якорем и клапаном - отсекателем.

Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоконденсаты), перегретого пара или паро-воздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паро-передвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева нефти агрегат депорафинизации передвижной типа 1АДВ-4-150.

При механическом способе широко применяют метод депорафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера.

В целях же задания по приросту добычи нефти от ГТМ выполнено на 65,152 тыс. тонн: - при плане 961,7 тыс. тонн фактический прирост составил 1026, 852 тыс. тонн.

В течение отчетного года отложение парафина наблюдалось на 145 скважинах оборудованными УЭЦН - 145 скважин.

Тепловые методы

Тепловые обработки с помощью АДП

Промывка горячей нефтью с помощью АДП на данный момент является основным способом борьбы с АСПО. В целом по Конитлорскому месторождению МОП изменился на 5 скважинах. Основной причиной увеличения МОП по скважинам Конитлорского месторождения является отсутствие осложнений при проведении предыдущих операций (43% парафинящегося фонда скважин, где МОП изменился), обводнение скважин (29%). На 28% процентах скважин парафинящегося фонда произошло увеличение МОП по причине осложнений при предыдущих операциях (для скважин ШГН это высокие начальные давления, для скважин ЭЦН это не проходы или посадки при проведении обработок скребками). В целом по Конитлорскому месторождению МОП увеличился на 55 суток (в сумме для скважин ЭЦН и ШГН).

Промывка через гибкую трубу силами бригад ЦСР СУПНП и КРС

В 2005 году возникла необходимость в работах по восстановлению циркуляции на скважинах ЭПУ с помощью установкой "гибкой трубы". Данным способом проведено восстановление циркуляции на 3 скважинах, по которым были допущены операции, данный способ борьбы мс АСПО применялись лишь в экстренных случаях, основные усилия концентрировались на профилактических работах.

Механические методы

Чистка механическим скребком силами канатных звеньев

Данным способом защищалось 2 скважин, что составляет 20% от всего парафинящего фонда. За год проведено 68 обработок, что составляет 20,6% от общего количества обработок.

Средний МОП по этому способу составляет 55 сут.

2.5 Выбор оборудования для эксплуатации скважин УЭЦН

Исходные данные по скважине 1425 куст 3, Конитлорского месторождения.

Продуктивный пласт БС₁₀.

Исходные данные:

Глубина скважины, Н=2386 м

Коэффициент продуктивности, К= 1,9 т/сут*МПа

Плотность добываемой жидкости р_ж=796 кг/м³

Содержание газа, G_ф=60 м³/т

Диаметр эксплуатационной колонны, Дэк=146 мм

Дебит жидкостиQ=50 м³/сут

Статический уровень h_ст=350 м

Кинематическая вязкость жидкостиv=4,03 *10^-6 м²/с

Расстояние от устья скважины до сепаратораl=30 м

Превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины h_г=2,5 м

Избыточное давление в сепараторе Р_с=0,1 МПа

Давление насыщения Р_нас=9 МПа

Решение:

Из рисунка видно, что при КПД насосных труб _тр=0,96 пропускная способность 42-мм труб примерно равна 50 м³/сут. Следовательно, можно применить трубы с d=42 мм.

Определяем необходимый напор

Н_с=h_ст+ h+ h_тр+ h_г+ h_с (1)

Где

h_ст=350-статический уровень

h-депрессия при показателе степени уровня притока

h=Q/K=50/1,9=26,3 МПа=263 м (2)

h_тр-потеря напора за счет трения местных сопротивлений при движении жидкости в трубах насоса в сепараторе.

h_г-разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора, 2,5 м

h_с-избыточный напор в сепараторе

 (3)

Где

L-глубина спуска насоса, м

-коэффициент гидравлического сопротивления

L=h_д+h, м

Где

h_д-расстояние от устья до динамического уровня

h-глубина погружения насоса, для данной скважины принимаем 300 м

h_д= h_ст+ h=350+263= 613 м (4)

L=h_д+h=613+300=913 м (5)

Re=v_ср*d/v=14,7*10^-6*120/0,0352*2*10^-6=21900 (6)

Где d - внутренный диаметр 42-мм труб, d=0,0352

Определяем относительную гладкость труб

R=d/2=35,2/2*0,1=176 (7)

Где d-диаметр труб, мм

-шероховатость стенок труб, =0,1 мм

По полученным значениям находим из графика =0,03



Н_с=350+263+14,1+2,5+10=639,6 м

Для получения дебита Q=50 м³/сут и напора 639,6 с ст. жидкости наиболее подходит насос УЭЦНМ5-50-1300 с числом ступеней z=125.

Находим число ступеней, которое необходимо снять с насоса для получения необходимого напора

Z = Z * (1-Н_с / Н_н ) (8)

Где:

Н_н - напор насоса по паспорту

Z = 125 * (1-639,6 / 1360 )=63,5

Следовательно насос должен иметь 62 ступеней.

Выбираем кабель КрБК325

Определяем потери напора в кабеле длиной 100 м

Р_к=3*10^-3*I²*R (9)

Где I=70 A

R=100*_t/q (10)

_t=[1+(Т_к-Т₂₉₃)]=0,0175[1+0,004(313-293)]=0,019 Ом*мм²/м (11)

R=100*0,019/25=0,076 Ом

Р_к=3*10^-3*70²*0,076=1,12 кВт

Общая длина кабеля равна сумме глубины спуска насоса и расстояния от скважины до станции управления

Примем длину 800 м.

Потери мощности составит

1,12*800/100=8,95 кВт

Определяем мощность двигателя необходимую для работы насоса

N_дв = Q* Н_н* р_ж / 86400 _н *102 (12)

N_дв =130*980*638,3/86400*102*0,5=20,1 кВт

При потере 8,95 кВт мощности в круглом кабеле потребная мощность двигателя составит

N_п=20,1+8,95=29,05

Принимает двигатель ПЭД-35-123

Определяем основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля

Д_mах = Д_эд/2 + Д_н/2 +_к + S (13)

Где:

Д_эд - диаметр электродвигателя

Д_н - диаметр насоса

_к - толщина плоского кабеля

S - толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату

15*37 мм - максимальные наружные размеры плоского кабеля КПБП3*16

Д_mах = 103/2 + 92/2 + 15 + 1 = 123.5 мм

Определяем основной размер агрегата с учетом НКТ и круглого кабеля

А_mах == Д_эд + d_м/2 +d_к (14)

Где:

d_м - диаметр муфты НКТ,

d_к - диаметр круглого кабеля КПБК 3*25, dк = 35.6мм

А_mах = 103/2 + 73/2 + 35.6 = 125.6 мм

Находим падение напряжения в кабеле

U=3*(r₀*cos+x₀*sin)I_c*L (15)

Определяем активное удельное сопротивление

r₀=0,019*1000/25=0,76 Ом

U=3*(0,76*0,82+0,1*0,574)70*0,71=59 В

Находим удельный расход электроэнергии

Э=2,73*650/0,28*1000=6,36 кВт.ч/т.м

2.6 Расчет потребного количества химических реагентов для борьбы с отложениями парафина

Исходные данные:

Насос - НСН2Н-43;

S - длина хода полированного штока-1,2 м;

n - число ходов плунжера насоса-4 мин^-1;

В - обводненность продукции скважины-20 %

реагент - СНПХ-7215/ТУ 39-576565-7-018-83/с;

- плотность реагента в скважине при температуре среды на глубине подвеске насоса - 900 кг/м²

н = 3 (мм²/с) при температуре среды на глубине подвески инжектора (1200м) 22?C;

q₀ - оптимальный удельный расход реагента на 1 т нефти - 100 м³/сут нефти

V₀ - вместимость 1 пог. м. НКТ - 3 л.

Решение:

Определяем производительность насоса по формуле:

q_т = S*n*K, м³/сут (16)

где S - длина хода полированного штока, м;

n - число ходов плунжера насоса, мин^-1;

K - коэффициент, определяемый в зависимости от диаметра плунжера штангового насоса d пл.

Таблица 7

d пл, мм	28	32	38	43	56	68
К	0,89	1,16	1,63	2,09	3,55	5,23

q_т = 1,2*2,09*4 = 10,0 м³/сут.

Определяем подачу химреагента по формуле:

(17)

где - теоретическая производительность, м³/сут;

- обводненность продукции скважины, доли;

- оптимальный удельный расход реагента на 1 т нефти;

- плотность реагента в скважине при температуре среды на глубине подвеске насоса, кг/м³.

л/сут.

При q_т = 10 м³/сут и н = 3 (мм²/с), подача q_р =0,89 л/сут обеспечивается при использовании втулки диаметром d = 28 мм. При этом табличная подача составляет q_рт =0,9 л/сут.

Определяем объем реагента для заправки формуле:

(18)

где - подача реагента по табличным данным при выбранном диаметре втулки, л/сут;

Т - планируемый межремонтный период работы скважины, т/сут.

V = 0,9400 = 360 л.

Рассчитываем длину колонны НКТ (емкости) L (м) для размещения реагента по формуле:

(19)

где V - объем реагента;

V₀ - вместимость 1 пог. м. НКТ

1. Завезти на скважину расчетное количество очищенных и испытанных на герметичность труб и расчетный объем реагента. Реагент должен быть недорастворимым и иметь плотность ниже плотности попутной воды не менее чем на 50 кг/м³.

2. Извлечь из скважины насосное оборудование.

3. Скомпоновать в скважине емкость для реагента из расчетного количества НКТ 73х5,5 мам, предварительно снабдив ее нижний конец заглушкой с пробкой (обивным клапаном), герметизируя все резьбовые соединения, например, лентой ФУМ, ТУ 6-05-1388-76.

4. Наполнить емкость расчетным количеством подготовленного реагента по шлангу через воронку и подождать 15-20 мин. для проверки герметичности емкости (если уровень реагента за это время не понизился, то емкость считается герметичной).

5. Разобрать инжектор и освободить консервационной смазки.

6. Поместив втулку 4, подобранную по 6.1.8. в камеру 3, произвести сборку инжектора в порядке обратном разборке. При этом проверить подвижность втулки 4 в камере 3, и клапанов 10 и 12 в своих седлах, удостовериться в надежности крепления сопла 20 в реагенте провода 1 (после ввинчивания сопла 20 конец реагентопровода 7 должен быть накернен в целях предотвращения отвора сопла при эксплуатации). После сборки должно обеспечиваться концентричное расположение верхних торцов сопла 20 и втулки 4 (в нижнем положении) в одной плоскости. Все резьбовые соединения в клапанных узлах обеих гидролиний, резьбовые соединения основания 14 с корпусом 2 и корпуса 2 с муфтой и 13 автогерметизировать лентой ФУМ ТУ 6-05-1388-76.

7. Присоединить инжектор емкости 17, загерметизировав лентой ФУМ ТУ 6-05-1388-76.

8. Присоединить безвтулочный насос 1 к инжектору (насосы с диаметрами больше или меньше 43 мм присоединяются с помощью переходников).

9. Осуществить спуск насоса с инжектором и емкостью на очищенных трубах и штанги на необходимую глубину в обычном порядке.

10. После монтажа устьевого оборудования установить запланированный режим работы насосной установки и ввести скважину в эксплуатацию.

11. Подъем оборудования и извлечение его из скважины производить в порядке, обратном спуску. При этом после снятия инжектора с емкости 17 необходимо проверить в ней глубину стояния уровня жидкости. Если уровень находится не ниже верхней соединительной муфты НКТ, то это является показателем достаточной герметичности емкости, что нужно иметь в виду при анализе работы инжектора за предыдущий период эксплуатации скважины.

С целью подъема емкости без жидкости можно слить ее содержимое путем разрешения сбивного клапана 19 сбрасыванием в НКТ металлического пробойника.

12. Работу инжектора контролировать периодически по изменению дебита скважины, величине нагрузки на головке балансира станка-качалки, путем химических анализов устьевых проб добываемой жидкости по специальным методикам (например, эксплуатационно-колорометрический метод определения парафиноотложений типа СНПХ-7214 в нефти от 12.04.04. НПО «Союзнефтепрохим»).

2.7 Распределение температуры по глубине добывающей скважины

Исходные данные:

Пласт БС₁₀⁰

Куст № 153 скважина № 1285

Скважина вертикальная.

Н_кп - глубина кровли пласта Н_кп = 2386м

T_пл - пластовая температура T_пл = 78 °С

d_BH - диаметр подъемника (подъемник спущен до кровли

продуктивного горизонта) d_вн = 0,073 м

Q_M массовый дебит жидкости Q_M = 21 т/cyт

В -- обводненность пласта В = 45,3 %

_н плотность нефти _н= 796 кг/м³

h--шаг проходки h=200м

1. Определяем распределение температуры по зависимости

(20)

Зависимость критерия Статона от массового дебита скважины можно записать в следующем виде

(21)

2. Из литературы И.Т. Мищенко «Расчет добычи нефти» выбираем по графику зависимость критерии Статона от массового дебита скважин

S_t=0,38*10^-4, для h=200 м

(22)

3. Вычисляем распределение температуры по глубине скважины по формуле

(23)

4. Рассчитываем геотермический градиент для следующих условий:

Т_пл=351 К Н_кп=2386 м

Т_нс=279 К Н_нс=30 =0⁰

где Т_нс - температура нейтрального слоя

Н_нс-глубина нейтрального слоя.

(24)

5. Чтобы установить распределение температуры по формуле рассчитываем предварительно q по формуле при неизвестном массовом дебите скважины Q_м и известной плотности нефти в стандартных условиях _нд дебит жидкости q рассчитываем так:

(25)

6. Вычисляем распределение температуры через каждые 200 м проходки:

График распределения температур

2.8 Техника и технология, применяемая при ликвидации осложнений

Основными осложнениями, встречающимися на Конитлорском месторождении это АСПО и свободный газ.

Газовый якорь ЯГ-1 - дополнительное приспособление для борьбы с влиянием свободного газа на работу насоса. Якорь состоит из двух концентрически расположенных труб, соединенных между собой верхним переводником, при помощи которого якорь соединяют с нижней муфтой насоса. В верхней части наружной трубы, называемой корпусом якоря, просверлено 12 отверстий. Нижний конец корпуса закрыт заглушкой, нефть с газом поступают из скважину в якорь через отверстия в кольцевое пространство между трубами и движется к нижнему концу внутренней труб; здесь смесь снова меняя направление, .поступает во всасывающую трубу и в насос. При изменении направления .струи газ частично отделяется от нефти и уходит в скважину через верхнее отверстие в корпусе якоря, а нефть, попадая во внутреннюю трубу, направляется к приему насоса. Лучшие отделения (сепарацию) газа от . нефти получают в якоре с несколькими поворотами струи. Поэтом.у газовые якоря делают двух секционными и иногда четырех секционными, также по конструкции газовые якоря бывают многокорпусные, трубные, погружные, зонтичные и др.

Для борьбы с парафиноотложениями применяют пластинчатые скребки -которые изготавливают из 2,5 - 3-мм листовой стали и крепят к штангам хомутиками, которые охватывают тело -штанги и привариваются только к пластине скребка.

Длина пластинчатых скребков 150 - 200 мм, а ширина 5 - 8 мм меньше диаметра соответствующих НКТ. Расстояние между скребками устанавливается в зависимости от длины хода плунжера, но в большинстве случаев оно равно 1400 - 1500 мм.

Колонка штанг, оборудованная, пластинами скребками, приводится во вращение при помощи специальных приспособлений - штанговращятелей.

Применяют штанговращатели, изготовленные на базе стандартных канатных подвесок ПКН-5 и ПКН-10.

Принцип действия штанговращателей следующий: в конце хода сальникового штока вниз рычаг поднимается при помощи тросика, прикрепленного к элементам вышки, или при помощи специального упора, установленного около устья скважин. При подъеме рычага шарнирно закрепленная на нем собачка, упираясь в зуб храпового колеса, поворачивает его 1/8-1/6 оборота. Вращение колеса передается на валик и далее через червячную передачу на колонну штанг, которая поворачивается на меньший угол. При ходе сальникового штока вверх храповое колесо вследствие самоторможения червячной передачи остается не подвижным, а рычаг под действием силы тяжести опускается до упора в ограничитель. В этот момент собачка, пропустив один иди два зуба храпового колеса, вновь становится в исходное положение. Так-как вращение колонны штанг осуществляется при наименьшей нагрузке в точке ее подвеса, усилие в узлах штанговращателя невеликие и он длительное время может работать без поломок. Во избежание самоотвинчивание штанг их вращение предусмотрено по часовой стрелке.

Основным недостатком штанговращателя с червячным механизмом вращения является относительно небольшой угол поворота штанг за один цикл работы насоса. Поэтому в тех скважинах, где парафин выпадает более интенсивно, применяют дисковые штанговращатели, обеспечивающие поворот штанг при каждом цикле на 30 - 40°.

Установка ППУА-1600/100 предназначена для депарафинизации и наземного оборудования скважин, а также для подогрева трубопроводов и другого нефтепромыслового оборудования. Оборудование установки смонтировано на монтажной раме, установленной на шасси автомобиля КрАЗ-250 или КрАЗ-260.

Установка состоит из парогенератора, цистерны для воды, питательного и топливного насоса, вентилятора высокого давления, привода, кузова, укрытие для цистерны, емкости для топлива, приборов КИПиА, магистральных трубопроводов. Парогенератор представляет собой вертикальный прямоточный змеевиковый котел; предназначен для превращения воды в пар за счет теплоты, выделенной при сжигании дизельного топлива в топочном устройстве. Управление рабочим процессом и контроль за работой установки осуществляют из кабины автомобиля.

Агрегат АДПМ предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью. Агрегат, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б1А, включает в себя нагреватель нефти_; нагнетательный насос, системы топлива и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы.

Нефть, подвозимая в автоцистернах, засасывается насосом агрегата и подкачивается под давлением через нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть подается в скважину, где расплавляет и растворяет отложения парафина и выносит их в промысловую систему сбора нефти.

Рисунок 3 - Схема оборудования скважины при обработке горячим растворителем: 1 - линия подачи растворителя; 2 - термокарман; 3 - регулирующая задвижка; 4 - обратный клапан; 5 - линия выхода отработанного пара; 6 - кольцевое пространство подогревателя; 7 - манометр; 8 - линия выхода горячего растворителя; 9 - паропровод от ППУ; 10 - выкидная линия