Анализ причин выхода в ремонт скважин, оборудованных ШСН, в условиях НГДУ "ИН"

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РТ

ЛЕНИНОГОРСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ТЕМА: «Анализ причин выхода в ремонт скважин, оборудованных ШСН, в условиях НГДУ «ИН»».

2009

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орогидрография

1.2 Тектоника

1.3 Стратиграфия

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

1.6 Режим залежи

1.7 Конструкция скважин

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Оборудование применяемое на скважинах оборудованных ШСН

2.2 Особенности эксплуатации скважин с осложненными условиями

2.2.1 Скважины, эксплуатация которых осложнена АСПО

2.2.2 Скважины с высоковязкой продукцией

2.2.3 Особенности эксплуатации обводненных скважин

2.2.4 Особенности выбора оборудования и режимов откачки при эксплуатации малодебитных скважин

2.3 Освоение скважин после подземного ремонта

2.3.1 Освоение в непрерывном режиме

2.3.2 Освоение скважин в циклическом ручном режиме

2.3.3 Освоение в циклическом автоматическом режиме

2.4 Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных ШСН

2.5 Расчет нагрузок, действующих на колонну штанг

2.6 Применяемые новые оборудование

2.6.1 Техника и технология восстановления герметичности эксплутационных колонн профильными перекрывателями

2.6.2 Совершенствование техники и технологии ремонта и эксплуатации УШГН

2.7 Выводы и предложения

3. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

3.1 Охрана труда и техника безопасности

3.2 Противопожарная защита

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях НГДУ «ЛН»

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность Татарстана в стадии её становления и в период зрелости развивалась стремительно. Начиная с 1970 года, в течение 7 лет удерживался 100-миллионный уровень добычи нефти. Это оказало действенную помощь в решении важнейшей проблемы обеспечения народного хозяйства нефтью в то время, когда нефтяная промышленность Западной Сибири находилась в стадии зарождения. Это оказалось возможным благодаря применению передовых методов нефтепоисковых работ, внедрению новой техники и технологии разработки нефтяных месторождений, созданию прогрессивных методов бурения скважин, добычи нефти и газа и обустройства месторождений.

В настоящее время, основные усилия работников нефтяной промышленности направлены на решение задачи превращения малоэффективных месторождений и залежей, данных природой - в эффективные. Эту задачу можно решить путём ускорения научно-технического прогресса в технологии разработки, бурения, добыче нефти и газа. По этой причине, вот уже несколько десятилетий нефтяные промыслы объединения «Татнефть» являются «полигоном» для экспериментов.

Объединение «Татнефть» является одним из ведущих предприятий нефтяной отрасли в России и в мире. На территории Татарстана оно выполняет весь комплекс работ по разведке и разработке месторождений, добыче и подготовке нефти до экспортного качества и продаже её потребителям. Объединение первым в России по вопросам технологии разработки месторождений с вязкими нефтями, методов повышения нефтеотдачи пластов, борьбы с коррозией нефтепромысловых сооружений и оборудования.

Основные пути своего дальнейшего развития «Татнефть» связывает с использованием передовых собственных и зарубежных технологий по повышению извлекаемости запасов нефти и стимуля ции отдачи скважин, с разведкой и вводом в разработку новых месторождений.

Также большой промышленный интерес представляют важные потенциальные источники углеводородного сырья, включающие в себя залежи битумов и высоковязких нефтей, расположенных на глубинах до 400 метров. Их геологические запасы исчисляются миллиардами тонн. Интерес представляют и содержащиеся в вязких нефтях и битумах промышленные концентрации серы, металлов ванадия и никеля, а в пластовых водах - высококонцентрированных растворов брома и йода.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орогидрография

Южно-Ромашкинская площадь расположена южнее Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Площадь занимает территорию с севера на юг 20км, с запада на восток 25км. В административном отношении она расположена на территории Лениногорского района.

Южно-Ромашкинскую площадь пересекает с юго-востока река Зай с притоками, и сеть асфальтированных дорог.

Ромашкинское месторождение приурочено к Южному куполу Татарского свода и занимает обширную территорию на Юго-Востоке Татарии.

Формирование рельефа в основном обязано деятельности дегидроционных процессов, от них зависят все вариации рельефа. Этими же процессами объясняется общий наклон местности от верховьев рек Б.Черемшан, Шишмы и Степного Зая. По рельефу этот район отличается от других большой высотой, доходящей на юге до 250-300км. Климат резко континентальный - холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Средняя температура: январь -20-250С, июль +250С. Наибольшее количество осадков выпадает в июле - до 44мм, минимальное в феврале - до 12мм.

По растительному покрову данная территория относится к зоне лесостепи. В долинах, преимущественно, степная растительность, на возвышенности - леса.

Полезные ископаемые - нефть, каменный уголь, строительное минеральное сырье.

1.2 Тектоника

Южно-Ромашкинская площадь расположена в южной части купола Татарского свода. Свод купола четко выделяется на поверхности кристаллического фундамента и терригенными отложениями девона, ограничиваясь разновозрастными прогибами, структурными уступами.

На данной части территории наиболее приподнятый участок структуры приурочен к юго-западной части месторождения.

В пределах приподнятой части структуры, выделяется несколько куполовидных поднятий, одно из которых расположено на юго-западе Минибаевской площади, другое- в центральной части Абдрахмановской площади.

Структурный план терригенного девона, поверхность кристаллического фундамента в пределах сводовой части купола расчленен сравнительно слабо. Выделяющийся небольшие поднятия и погружения имеют от 5 до 20 метров.

Существенно отличаются от структурных планов терригенного девона и фундамента структурной поверхности карбонатного девона и нижнего карбона. Они имеют террасовидное строение и резко дислоцированы.

Структурный план каменноугольных отложений имеет много общего со структурными планами нижележащих горизонтов карбона и карбонатного девона, но между ними имеются и существенные различия.

Отложения среднего карбона характеризуются также террасовидным строением с погружением слоев к северу и востоку.

Фиксирующиеся по нижележащим отложениям многочисленные поднятия в среднем карбоне существенно нивелированы. Удается лишь проследить поднятия северо-западного простирания.

Несмотря на значительную нивелировку структурного плана нижнепермские отложения на данной территории характеризуются террасовидным строением.

1.3 Стратиграфия

Девонская система

В пределах Южно-Ромашкинской площади среднедевонские отложения трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными породами эйфельского и живетского ярусов. Отложения верхнего девона (франский, фоменский ярусы) сложены терригено-карбонатными породами.

Средний девон (Д2)

Эйфельский ярус (Д12)

Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона в пределах площади. Литологически в нем выделяются две пачки: нижнебазальтовая гравийно-песчаная (пласт ДV) и, залегающая выше, карбонатно-аргилитовая. Пласт ДV сложен серыми разнозернистыми кварцевыми песчаниками с примесью гравийного материала. Толщина песчаного пласта изменяется от 11 до 17м на юге площади и от 1 до 4 на севере. Для карбонатно-аргилитовой пачки толщиной 2-8м характерно присутствие серых известняков, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина эйфельских отложений закономерно уменьшается с юго-запада на север от 16-25м до 0м.

Живетский ярус (Д22).

В живетском ярусе выделяется старооскольский надгоризонт (Д2st), объединяющий слои: воробъевские, ардатовские, муллинские.

Воробъевские слои представлены: светлыми и темнокоричневыми плохо отсортированными песчаниками с редкими прослоями мелкозернистых глинистых алевролитов. Отложения с размывом залегают на эйфельском ярусе. Толщина слоя варьируется от 21 до 26м, уменьшаясь к северу до 14-16м.

Ардатовские слои сложены глинистыми алевролитовыми с редкими промлоями сидеритовых руд и светлосерыми мелкозернистыми песчаниками. Толщина пласта изменяется от 1,6 до 9,6м. в верхней части карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется электрокаротажный репер «средний известняк», представленный серыми органогенными известняками и перекристализованными доломитами. Общая толщина 35м.

Муллинские слои сложены песчаными алевролитами и мелкозернистыми песчаниками серого цвета. Толщина слоя от 0 до 26м. В кровле слоев залегают тонкослоистые темные аргиллиты, репер «глины», глинистые алевролиты с органическими остатками. Толщина муллинских слоев в среднем составляет 17м.

Верхний девон (Д3)

Франский ярус (Д13)

Франский ярус подразделяется на нижний и верхний подъярусы, в состав которых входят ряд горизонтов.

К нижнефранскому подъярусу (Д13) относятся отложения пашийского и тиманского горизонтов.

Пашийский горизонт (Д3р) ( в промысловой практике - ДI) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов. Средняя толщина горизонта 42м.

Отложения кыновского горизонта (Д3t) ограничены в разрезе региональными реперами. В подошве репером - верхний известняк сложен пачкой темно-серых глинистых известняков и доломитов, выше которого залегают темно-серые и шоколадно-коричневые аргиллиты. Толщина горизонта 20м.

В отложениях верхнефранского подъяруса (Д33) выделены: бурегский, воронежский, евлановский и ливенский горизонты, которые объеденены в донский надгоризонт. В целом отложения представлены серыми известняками, разной степени глинистости, местами доломитизированы. Для воронежского и бурегского горизонтов характерно наличие трещиноватых и брекчеевидных прослоев с пятнами нефтенасыщенности, в нижней части - с мергелями, а для евлоново-ливенских органогенных разностей, которые представлены водорослевыми и фораминиферовыми известняками. Толщина отложений меняется от 135 до 200м.

Фаменский ярус (Д32)

Отложения фаменского яруса подразделяются на нижний, средний, верхний подъярусы.

К нижнефоменскому подъярусу относятся отложения задонского и елецкого горизонтов, которые залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Представлены отложения микрозернистыми доломитизированными со следами стиллолитов известняками и доломитами с включениями гипса и ангидрита. Толщина подъяруса в пределах 108-138м.

К среднефаменскому подъярусу относится данково-лебедянский горизонт, для которого характерно переслаивание серых микрозернистых и органогенных известняков с редкими брекчеевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Толщина горизонта колеблется в пределах 55-78м.

В верхнефаменском подъярусе выделяются: озерский, хованский и зиганский горизонты, которые входят в состав заволжского надгоризонта. Представлены серыми тонкозернистыми известняками с прослоями доломитизированных известняков, с неровными поверхностями напластования. Толщина изменяется от 63 до 72м.

Каменноугольная система

Нижний карбон (С1)

Турнейский ярус (С11)

Подразделяется на 2 подъяруса: нижнетурнейский и верхнетурнейский. В первом выделяются: гумеровский, малевский, упинский горизонты.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов (Д 1)

Таблица № 1 Геолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта Д1

Наименование	Величина
1	Средняя глубина залегания, м	1750
2	Тип залежи	Пластово-сводовая
3	Тип коллектора	Терригенно-поровый
4	Размер залежи, L*B, м	24000*12000
5	Площадь нефтеносности Sн, м2	296*106
6	Средняя эффективная толщина hэ, м	19,3
7	Средняя эффективная нефте-насыщенная толщина hн, м	16,6
8	Средний коэффициент нефте-насыщенности нефтью, ?н, доли ед.	0,842
9	Средний коэффициент насыщенности связанной водой, доли ед.	0,178
10	Коэффициент пористости m, доли ед.	0,201
11	Коэффициент проницаемости k, мкм2	0,508
12	Пластовое давление Р, мПа	17,5
13	Пластовая температура Т, 0С	38

Общая геологическая характеристика осадочной толщины.

Ромашкинское месторождение является месторождением типичного платформенного типа. Его геологический разрез сложен девонскими, каменноугольными и пермскими отложениями общей мощностью около 2000 м.

Из них 75% приходится на карбонатные и 25% - на терригенные породы.

Залежи нефти контролируются крупным тектоническим элементом - южным куполом Татарского свода.

Ассимитричное сводовое поднятие с неравномерным погружением сводов в прилегающие впадины.

К западу от Южного купола расположена Мелекесская, к югу Серноводско-Абдуллинская впадины, на северо-востоке с Верне-Камской впадиной, от верхнего купола отделяется Камско-Кипельными прогибами.

В результате неравномерных тектонических движений на протяжении всего палеозоя и интенсивых инверсионных движений. В последнее время сформировался современный структурный план Ромашкинского месторождения.

В строении принимали участие два яруса: докембрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя.

В целом месторождение приурочено к крупному структурному элементу 2-го порядка - Южному куполу Татарского свода.

Диаметр нефтеносности горизонта Д достигает 65-70м., а площадь составляет 4000км2.

Наиболее приподнятой является юго-западная часть месторождения. Подошва репера «верхний известняк» залегает здесь на абсолютных отметках минус -1430м.

В приподнятой части выделяется два максимума, которые по отметке репера -1450м соединяются между собой. Во все стороны от этой наиболее приподнятой части наблюдается пологое погружение слоев с углами наклона, обычно составляющие доли градуса. На северной границе погружение достигает амплитуды 20-27м, и соединяется с Абдрахмановской площадью. На западе без заметного прогиба Южно-Ромашкинская площадь контактирует с Минибаевской.

Скважины нагнетательного ряда, разделяющие эти площади (444-460). Вскрыли подошву верхнего известняка на абсолютных отметках -1441 -1453 м. При этом более низкие отметки имеются в скважинах северной части указанного ряда.

Геологическая характеристика строения продуктивных горизонтов.

Ромашкинское месторождение многопластовое, здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя. В терригенных отложения - горизонты ДIV, ДIII, ДII живетского яруса, ДI - пашийского, Д0 - кыновского горизонта франкского яруса, тульско-бобриковские отложения верейского яруса в карбонатных отложениях.

В горизонтах ДII, ДIII, ДIV залежи, в основном пластовые, сводовые (ДII, ДIII), литологические экранированные (ДIII), содержат в подошве воду.

В бобриковском горизонте Южно-Ромашкинской площади также выявлены ряд залежей нефти, которые находятся в промышленной разработке. Коллекторами нефти являются мелкозернистые песчаники и алевролиты. Пористость ( 18 - 24% ), проницаемость превышает 1Дарси, средний дебит нефти 2 -3т/сут.

Нефть нижнего карбона значительно тяжелее нефти терригенного девона. В ней в 2 раза больше серы 26% и 7,5% . Вязкость в пластовых условиях на порядок выше 30-40сПз., газовый фактор ниже 10-270м3/т. В газе содержится свободный сероводород 3,9 - 10,8%.

В пермских отложениях нефтепроявления отмечены в обнажениях пород и по керну в ассельских, сакмарских, уфимских и казанских отложениях. В уфимских отложениях коллекторами являются высокопористые песчаники, в остальных горизонтах - пористые, кавернозные и трещиноватые доломиты и известняки.

Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти пашийского горизонта и кыновского горизонта. Так, на долю этих отложений приходится 72,6% потенциальных и 87,1% разведанных геологических ресурсов.

Как правило, абсолютные отметки пластов по всему кольцу нагнетательных скважин на 2-6м. ниже, чем в прилегающих эксплуатационных рядах.

В центральной части разрезающего ряда отметки подошвы «верхнего известняка» обычно на 1 - 8м. выше, чем в ближайших эксплуатационных скважинах.

В целом по Южно-Ромашкинской площади 7,5% скважин имеют абсолютные оттиски подошвы «верхнего известяка» -1430-1439,9м, 55,9% скважин (больше половины) -1440-1449,9м, 34% скважин -1450-1459,9 и 26% скважин -1460-1463,0 м.

Краткая геологическая характеристика продуктивного горизонта ДI.

Расчленение горизонта ДI на пласты и принцип их корреляции.

Верхняя граница горизонта ДI проводится по подошве карбонатного прослоя

(электрорепер «верхний известняк»), залегающего в основании кыновских слоев. Нижняя - по кровле муллинских глин (электрорепер «глины»). Обе границы четко фиксируются на электро-радиокаротажных диаграммах, а также на диаграммах БКЗ (боковое зондирование) и микрозондов. Общая мощность горизонта ДI колеблется от 35 до 55м. В общем, мощность горизонта несколько увеличивается по направлению с востока на запад. В разрезе горизонта ДI более или менее четко повсюду выделяются пять песчано-алеритовых пластов, обозначаемых соответственно (сверху вниз) индексами «а», «б1+2», «б3», «в», «гд». Пласты разделены глинистыми прослоями непостоянной мощности. Снижение пластов «а» и «б1+2» фиксируются в отдельных скважинах, не образуя каких-либо зон или участков. На большей части площади глинистые прослои хорошо выдержаны и прослеживаются от скважины к скважине, что позволяет использовать их в качестве вспомогательных маркирующих горизонтов или реперов при корреляции разрезов скважин.

Всего можно выделять 4 таких вспомогательных репера:

1. глины между «а» и «б1+2»

2. глины между “б1+2” и “б3”

3. глины между “б3” и “в”

4. глины между “в” и “гд”

Мощность глинистых слоев колеблется от 0 (в местах слияния пластов) до 6-7 метров, чаще около 3-4 метров.

Глины между пластами “а” и “б1+2” менее выдержаны, что иногда затрудняет корреляцию.

В пределах контура нефтеносности пласт “а” представлен следующими литологическими разновидностями:

1. Песчанники занимают 1/8 часть площади, залегая в основном в виде линз различных размеров. Наиболее распространены песчаники в восточной части площади, где они местами образуют довольно значительные (в масштабах площади) поля. Средняя нефтенасыщенность песчаников дна площади в целом составляет 2,86 метров (от 10 до 6,4м).

2. Алевролиты расположены по всей площади, образуя, более или менее, широкие зоны вокруг линз и полей песчаников, занимают они примерно 3/8 площади в пределах контура нефтеносности. Средняя мощность нефтенасыщенных алевролитов составляет 2,0 метра (от 1,0 до 4,2м).

3. Неколлеторы занимают половину площади, образуя как отдельные небольшие поля, так и широкие зоны, разделяющие поля и линзы алевролиты. Средняя мощность коллекторов 2,39 м.

Пласт “а”

Является самым верхним и залегает под репером “верхний известняк”, от которого обычно отделен прослоем аргиллитов мощностью 0,2-3,0м. Пласт в некоторых скважинах делится на два пропластка. В 36,5% скважин он сложен песчаниками мощностью от 1,6 до 8,2м.

В 19% скважин он сложен алевролитами, мощностью от 1,0 до 4,8м. В 44,5% скважин коллектора замещены практически непроницаемыми глинистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта сильно меняются, но в основном коллекторы залегают в виде линз, окруженных алевролитами.

Линзы удлиненной формы ориентированы в направлении близком к меридиональному. Они часто образуют длинные узкие полосы. Одна, наиболее четкая полоса, пересекает в северной части Южно-Ромашкинскую площадь.

Пласт “а” отделен от нижележащего пласта “б” разделом, сложенным глинистыми алевролитами и аргиллитами. Оба пласта присутствуют в разрезе лишь в 24,4% скважин, причем в 53% скважин между ними есть. В 13% скважин раздел представлен глинистыми алевролитами, а в 87% скважин имеются и прослои аргиллитов.

Общая толщина раздела изменяется от 0 до 8,8м. Средняя толщина составляет 3,5м, а средняя толщина прослоев аргиллитов - 1,8м.

Пласт “б1+2”

Пласт “б1+2” состоит из трех пропластков, разобщенных прослоями глинистых алевролитов и аргиллитов.

Нижний пропласток, представленный песчаниками, присутствует в 25% пробуренных скважин, а верхние, соответственно, в 11% и 4%.

Нижний пропласток в 30,5% скважин сложен песчаниками, в 17,5% - алевролитами и в 52% - глинистыми алевролитами. Песчаные коллекторы пласта имеют толщину от 1,2 до 6,2 м, а алевролиты - от 10 до 4,6 м. Песчаники залегают в виде удлиненных линз.

Алевролиты пласта “б1+2” в основном окружают песчаники. Средняя толщина раздела между пластами “б1+2” составляет от 2 до 7м.

Пласт “б3”.

Он состоит из одного прослоя. В 36,5% скважин сложен песчаниками толщиной от 1 до 9м, в34% скважин - глинистыми алевролитами. В условиях залегания коллекторов пласта “б3” много общего с пластом “б1+2”. 90% песчаников сосредоточено в песчаных линзах.

Ориентация песчаных также близка к меридиональной. Как и по пласту «б2» самая крупная линза, содержащая до 54% геологических запасов, пересекает площадь с севера на юг.

Коллекторы пласта «б3» сложенные алевролитами, имеют более широкое простирание, чем у пласта «б2» и содержит более 14 млн.т. геологических запасов. Пласт «б3» сливается с вышележащим пластом «б1+2» в 31,5% скважин.

Раздел между пластами «б3» и «в» является одним из самых надежных. Эти два пласта присутствуют в разрезе 35,8% скважин, причем слияния отмечены только в 3,3% скважин, а в остальных 32% пласты более или менее надежно разобщены.

В 94% скважин раздел между пластами «б3» и «в» состоит из глинистых алевролитов.

Толщина раздела от 0 до 14,4м.

Толщина прослоя аргиллитов, входящих в состав раздела от 0,4 до 4,8м.

Пласт «в».

Пласт «в» расположен в середине горизонтов ДI на половине расстояния между реперами «верхний известняк» и «глины». Пласт отличается значительной неоднородностью. В 32% скважин он сложен песчаниками в 24% скважинах - алевролитами, и в 44% - замещен глинистыми алевролитами или аргиллитами.

Единственный пласт, который на отдельных участках выклинивается и его место занимают аргиллиты.

Песчаные коллекторы пласта «в» залегают в виде удлиненных линз близко к меридиальному простиранию. Размеры линз меньше, чем в пластах «б2» и «б3», но увеличивается их количество. Линзы по размерам незначительные. В 48,8% скважин имеется раздел между «в» и «г» пластами, а в 35% скважин он отсутствует.

Толщина раздела от 0 до 10,8м.

Этот раздел, так же как и между вышележащими пластами представлен глинистыми алевролитами и аргиллитами, однако прослой аргиллитов, залегающих под пластом «в» выдержан плохо.

Он имеет в разрезе только 60% скважин. В 40% скважин прослой аргиллитов выклинивается и раздел сложен только глинистыми алевролитами. Средняя толщина аргиллитового прослоя составляет 1,6м.

Несмотря на большую изменчивость, толщина раздела между пластами «в» и «г» и уменьшения ее в ряде случаев до 0,4 - 0,8м.

Пласт «гд».

Они обладают самыми лучшими коллекторскими свойствами и имеют самую низкую литологическую неоднородность. В 83,5% скважин повсеместно распространены песчаные коллектора.

Толщина от 1 до 14м. Довольно часто пласт «г» расслаивается на два пропласта «г1» и «г2».

В 14,5% скважин пласт «г» сложен алевролитами, которые залегают в виде удлиненных линз, содержащих около 18,5млн.т. геологических запасов.

Толщина пласта «г» от 0,8 до 7м., в среднем 2,7м. средняя нефтенасыщенная толщина 2,6м. Замещение пласта «г» глинистыми алевролитами наблюдается лишь в 2,0% скважин.

С нижележащим пластом «д» пласт «г» имеет тесную гидродинамическую связь. В 51,5% скважин отмечено слияние этих двух пластов. Размеры зон слияния очень крупные.

Пласт «г» и «д» встречаются в 65,3% скважин.

В 42% скважин они сливаются и только в 58% они разделены. Раздел между пластами сложен глинистыми алевролитами толщиной от 0 до 10,8м.

Пласт «д» самый нижний в разрезе горизонта ДI. Песчаные коллекторы пласта “д” отличаются от пород подстилающей их пачки глинистых алевролитов. В случае отсутствия коллекторов пласт “д” мощностью этой пачки обычно составляет 8-9м., а в случае наличия коллекторов они обычно как бы врезаются в эту пачку глинистых алевролитов. “Врезание” как правило, соответствует участкам зон слияния пластов “г” и “д”, а фациальное замещение развито на участках, где эти пласты разобщены прослоем глинистых алевролитов.

В 51% скважин, имеющих песчаные коллекторы пласта “д”, он сливается с вышележащим пластом “г”. В 56% скважин пласт представлен песчаниками. Толщина песчаных коллекторов пласта «д» 1,6-11,0м., в среднем 6,0м.

Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 4,0.

Алевролиты пласта «д» залегают в виде двух прослоев, их геологические запасы невелики и составляют 3,1млн.т. Суммарная мощность алевролитов 0.8-5м., а средняя -2,5м.

Нефтенасыщенная мощность в среднем 1,4м. Пласты-коллектора горизонта Д1 отделены от нижележащего, преимущественно водного горизонта пачкой глинистых алевролитов и аргиллитов. Этот раздел в большинстве случаев имеет верхнюю, среднюю и нижнюю часть. Верхняя часть состоит из глинистых алевролитов, толщиной 4,0м., которая получила название репера «глины», основной репер разреза при корреляции.

Под репером «глины» залегает еще одна пачка глинистых алевролитов, перекрывающие коллектора горизонта ДII. Толщина раздела между коллекторами горизонтов ДI, ДII меняется от 0 до 20,0м.

Приведенные выше данные свидетельствует о том, что горизонт ДI как природный резервуар имеет сложное строение. Песчано-алеритовые пласты, слагающие горизонт ДI, характеризуются значительной литологической неоднородностью, имеющей для каждого из пластов свои закономерности. Поэтому требуется индивидуальный подход к каждому из пластов, как при проектировании разработки, так и в процессе эксплуатации.

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Физико-химические свойства нефти и газа горизонта Д1 Южно-Ромашкинской площади были исследованы в институте «ТатНИПИнефть», в химической лаборатории г. Альметьевска.

Исследования 116 глубинных качественных проб нефтей проводились на установках АСМ-300 и УИПМ-2М по существующим общепринятым методикам. Вязкость пластовых нефтей определялась на вискозиметре типа ВВДУ. Отборы глубинных проб нефтей проводились пробоотборниками типа ПД-3М и ВПП-300.

Состав газа, выделенного из нефти при неоднократном разгазировании, а также состав нефти определялся на хроматографах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ХРОМ-4, ВИРО - ХРОМ.

Свойства сепарированных нефтей определялись по существующим ГОСТам.

Средние замечания основных параметров пластовых и сепарированных нефтей, а также состав нефти и газа представлены в таблицах.

Нефть Южно-Ромашкинской площади характеризуется содержанием смолистых веществ (30-48%), парафина (5,3%), сернистых соединений (1,5-2,1%), бензиновых фракций и легких углеводородов, масляных фракций. Попутный газ богат этаном и пропаном.

Таблица №2 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.

Наименование	Пластовая девонская нефть
	Количество исследований	Диапазон измерений	Среднее значение
	Скваж.	Пробн.
Вязкость, мПА при То С 20оС 50оС	17	17	13,1-27,4 6,5-10,2	20,7 8,4
Температура застывания, оС				18оС
Температура насыщения парафином, оС				22оС
Массовое содержание, % серы		23	1,2-3,7	2,3
Смол селико-гелевых		23	5,1-15,7	10,3
Асфальтенов		23	1,6-8,2	5,8
Парафинов		23	3,6-7,0	5,7
Объемный выход фракции, %
НК 100оС
До 150оС		4	1,9-4,5	2,8
До 200оС		4	14,0-25,0	20,1
До 300оС		4	35,5-41,0	37,4

Таблица №3 Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ромашкинской площади

Наименование	Пластовая девонская нефть
	Количество исследований	Диапазон измерений	Среднее значение
	Скваж.	Пробн.
Нефть, давление насыщения газом, мПа	89	116	6,80-9,59	8,75
Газосодержание, м3/т	89	116	54,0-81,7	63,94
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях м3/т Р1=0,5мПа Т1=9оС Р2=0,1мПа Т2=9оС			34,7-56,5 7,5-11,7	44,2 8,9
Суммарный фактор газа плотность, кг/м3 вязкость, мПа.с	98	116	0,788-0,876 2,2-7,7	0,803 3,34
Объемный коэффициент при дефференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	89	116	1,114-1,167	1,146
Температура насыщения парафином, оС		57	18-21	19

Таблица №4 Компонентный состав нефтяного газа разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %).

Наименование	Пласт Девон
	При неоднократном разгазировании пластовой нефти в ст.условиях	При дифференцировании пластовой нефти в раб. условиях	Пластовое
Сероводород	0,0248
Углекислый газ	0,6969	1,0427	0,1007
Азот+редкие в т.ч
гелий	8,1685	8,9169	0,5233
метан	36,0870	44,0200	1,4922
этан	23,7427	24,8811	1,8248
пропан	19,0041	15,4140	2,5785
изобутан	2,4070	1,2564	0,5459
Н-бутан	5,9810	3,0807	1,7725
изопентан	1,6487	0,5793	1,0411
Н-пентан	1,3986	0,5018	1,1696
гексан	1,8507	0,3044	88,2314
Остаток (С8+высшие)	31,6663	28,3811	154,1
Плотность газа, кг/м3	1,3165	1,1560	0,8071

Изменение основных параметров пластовой нефти в процессе разработки.

В процессе разработки месторождения параметры пластовой нефти не остаются постоянными. В безводный период эксплуатации месторождения изменение параметров пластовой нефти происходит незначительно.

В поздний период разработки в процессе обводнения месторождения, когда скважины добывают водонефтяные смеси, на свойства нефти влияет закачиваемая вода. В этом случае изменение свойств нефти происходит от окисления ее кислородом, попавшим в пласт с закачиваемой водой, растворения легких компонентов в воде и т.д.

Для изучения основных параметров пластовой нефти были обобщены результаты качественных анализов нефти за период 1956-1998 годы. Были вычислены средние значения.

Изменения параметров нефти по годам представлены в таблице, из которой видно, что давление насыщения уменьшилось на 5,5%, газосодержание на 4%, объемный коэффициент на 1%, плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях возросли на 21,7 и 3,52.

Следовательно, средние значения основных параметров нефтей последних лет более точно характеризуют свойствами нефти на заключительном этапе разработки.

Таблица №5 Изменения параметров нефти в процессе разработки пласта Д1.

Наименование	1956г	1995-1998г
Давление насыщения , мПа	8,97	8,48
Газосодержание, м3/т	65,8	63,2
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,1698	1,1620
Плотность пластовой нефти, г/см3	0,8022	0,8064
Плотность поверхностной нефти, г/см3	0,8620	0,8630
Вязкость пластовой нефти, мПа.с	2,73	3,52
Вязкость поверхностной нефти, мПа.с	16,05	21,7

Данные таблицы свидетельствуют о значительном изменении основных характеристик нефтяного пласта ДI. В процессе разработки давления насыщения нефти газом снизилось на 55%, газосодержание - на 4%, объемный коэффициент - на 1%, а плотность поверхностной и пластовой нефтей возросла на 21,73% и 3,52% соответственно. Эти изменения необходимо учитывать при проведении всех гидродинамических расчетов.

Физико-химические свойства пластовой (подземной) воды.

Водоносные горизонты терригенного девона приурочены к песчано-алевритовым пластам, разделенным глинистыми и глинисто-карбонатными водоупорами. Однако, разделы между пластами не выдержаны, поэтому вся терригенная часть девона представляет собой единый гидрогеологический резервуар, в котором физико-химические свойства подземных вод сходны. По минеральному составу они принадлежат к хлоркальциевому типу. По газовому составу подземные воды терригенного девона - азотно-метановые.

Разработка месторождения с применением внутриконтурного заводнения привела к существенному изменению начального гидрогеологического режима.

Подземные воды карбона отличаются от вод терригенного девона меньшей минерализацией, меньшим содержанием кальция, большим содержанием сульфатов и гидрокарбонатов.

В газовом составе преобладает азот - до 75% по объему, метан - 8,7%, углекислый газ - 2,6%.

Таблица №6 Свойства и ионный состав пластовой воды пласта Д1.

Наименование	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значение
Газосодержание, м3/т	1		0,368
Объемный коэффициент, 1/эгм	1		0,000044
Вязкость, мПа.с	12	1,85-2,00	1,94
Общая минерализация	12	266,4-289,5	278,7
Плотность, г/см3	12	1,178-1,940	1,1868
С Т	12	165679,7-180413,4 4681,12-5088,20	173579,4 4895,46
С42-	12	0-86,0 0-1,79	35,7 0,74
НСО3	12	0-85,4 0-1,40	35,7 0,74
Са2+	12	22184,4-27342,6 1107,0-1364,4	24772,4 1236,14

1.6 Режим залежи

Режим залежи на Южно-Ромашкинской площади упруго-водонапорный.

При водонакопительном режиме нефть двигается в пласте к скважине под действием наступающей краевой воды. Условием существования водонапорного режима является связь продуктивного пласта с поверхностью залежи или же с трещинами в ее поверхностном слое, под которым может поступать в пласт вода. Напор вод может создаваться также искусственно, путем нагнетания воды в специальные нагнетательные скважины, расположенных за зоной нефтеносности, в водной зоне пласта. Пласт жидкости и сами породы сжимаемы, поэтому в пластовых условиях они обладают запасом упругой энергии освобождающейся при снижении давления. Упругие изменения породы и жидкости, при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема являются незначительными. Но если учесть, что объем залежи и питающая ее водонапорная система может быть огромная, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором обуславливающий давление нефти к забоям нефтяных скважин. Вследствие медленного падения пластового давления в залежах с водонапорным режимом, дебит скважин длительное время остается примерно постоянным.

Конструкция скважины

Глубины скважин в зависимости от глубины залегания нефтеносных пластов изменяются от нескольких десятков до нескольких тысяч метров.

Начало скважины у земной поверхности называется устьем, дно - забоем, внутренняя поверхность - стенкой.

Для предохранения стенок скважины от обвалов и для разобщения нефтеносных, газоносных и водоносных пластов и нефтеносных пластов друг от друга скважину обязательно обсаживают колонной стальных "обсадных" труб и пространство между стенками скважины и колонной обсадных труб заливают цементным раствором.

После бурения первых 30 - 200 м, а иногда и более в скважину спускают колонну обсадных труб - кондуктор для перекрытия верхних возможных притоков воды, укрепления неустойчивых пород и создания вертикального направления ствола скважины.

Кондуктор после спуска цементируют, т.е. кольцевое пространство между стенками скважины и колонной труб заливают цементным раствором, который затвердевая, разобщает пласты.

В зависимости от глубины скважины, характеристики проходимых пород, наличия в разрезе месторождения водоносных пластов и т.п. в скважину в процессе бурения спускают иногда несколько обсадных колонн, причем диаметр скважины после спуска каждой очередной колонны соответственно уменьшается. Каждую колонну обсадных труб, спускаемых в скважину, цементируют. Высота подъема цементного раствора за колонной должна обеспечивать перекрытие всех водоносных и нефтеносных пластов, пройденных скважиной. Благодаря этому полностью разобщаются нефтеносные и водоносные пласты, а также нефтеносные пласты друг от друга, что является одним из необходимых условий рациональной разработки месторождения.

Последняя колонна обсадных труб в скважине называется эксплуатационной. Число колонн, спущенных в скважину, их диаметр, высота подъема цементного раствора и длина колонны составляют конструкцию скважины.

Диаметр эксплуатационных колонн принимают в зависимости от геологических условий залежи и условий эксплуатации пласта.

Выбранная конструкция скважины должна обеспечивать нормальные условия для последующей ее эксплуатации. Поэтому диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточным для спуска в скважину насосно-компрессорных труб, глубинных насосов и другого оборудования для подъема нефти, для промывки и чистки скважин от песчаных пробок, работ по ликвидации аварий и других ремонтных работ в скважине.

В зависимости от характеристики породы, слагающей продуктивный пласт, скважину можно закончить без крепления низа трубами ( в пределах продуктивного пласта) или с креплением трубами. В первом случае получим конструкцию скважины с открытым забоем, а во втором - с закреплением. Если продуктивный пласт сложен плотными породами(известняками, плотными песчаниками), то стенки скважины будут устойчивыми и бурение можно закончить без крепления низа скважины трубами.

На РМ наиболее распространенные эксплуатационные колонны диаметром 146 мм (5") и 168мм (6").

На Южно-Ромашкинской площади применяется следующая схема бурения:

Под направление скважина бурится на воде.

Под кондуктор бурится турбобуром на воде.

Под эксплуатационную колонну из-под кондуктора до глубины 900-1000м бурится турбобуром на воде.

С глубины 900-1000м до перехода на глинистый раствор бурится винтовым забойным двигателем на воде.

Дальнейшее бурение (90-100м) до проектной глубины ведется ротором на глинистом растворе.

Все скважины имеют одноколонную конструкцию.

Направление (1) диаметром 324 мм с толщиной стенки 8-10мм спускается на глубину от 30 до 41 м.

Кондуктор (2) диаметром 245 мм с толщиной стенки 8-10мм спускается на глубину от 165 м до 320 м.

Эксплуатационная колонна (3) диаметром 168 и 146 мм спускается на глубину от 1669 до 1838 м.

Толщина стенки эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах 8 мм, в добывающих - 7 мм; 7 и 8, 8 и 9 в зависимости от результатов расчета по данным конкретных условий эксплуатации скважин.

Для обеспечения нормальных условий бурения, заканчивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнения требований охраны недр тампонажный раствор (4) за направлением и кондуктором поднимается до устья, а за эксплуатационной колонной - как минимум с перекрытием башмака кондуктора.

Наиболее частые осложнения, встречающиеся при бурении скважин, заключаются в полной или частичной потере циркуляции из-за имеющих место зон поглощения в вышележащих пластах нижнефаменских, окско-серпуховских и намюрских отложений. Осложнения в бурении заключаются в осыпании пород происходящих, как правило, в интервале кыновских глин и приводит к прихвату инструмента. Кроме того, имеются участки с высоким пластовым давлением, что может привести к проявлению, выбросу или открытому фонтану.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Оборудование применяемое на скважинах оборудованных ШСН

Установка скважинного штангового насоса (УСШН) состоит из следующих обязательных частей (рис. 1):

1) Станок-качалка;

2) Канатная подвеска:

3) Устьевой шток;

4) Сальник;

5) Устьевая арматура;

6) Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);

7) Колонна штанг;

8) Скважинный насос;

9) Станция управления;

10) Фундамент

11) Вспомогательное оборудование

Такой состав скважинной штанговой насосной установки является минимально необходимым для эксплуатации “нормальных” скважин.

Станок-качалка 1 служит для сообщения возвратно-поступательного движения колонне штанг. Посредством канатной подвески 2 станок-качалка соединяется с устьевым штоком 3. Устьевой шток движется в сальнике 4, который обеспечивает герметичность в верхней части колонны НКТ 6. К нижнему концу устьевого штока присоединяется колонна штанг 7, которая служит для передачи движения плунжеру скважинного насоса. Колонна штанг проходит внутри насосно-компрессорных труб 6. Насосно-компрессорные трубы образуют канал для движения продукции скважины от насоса к устью скважины.

Скважинный насос 8 -- плунжерного типа, простого действия. Он состоит из цилиндра и полого плунжера. Цилиндр насоса имеет всасывающий клапан, а плунжер -- нагнетательный клапан. Насос прикрепляется к нижней части колонны НКТ.

При движении штанг вниз плунжер опускается в цилиндр насоса, а жидкость, которая содержится в последнем, переходит через открытый нагнетательный клапан в верхнюю часть цилиндра насоса и соответственно, в насосно-компрессорные трубы. Всасывающий клапан в это время закрыт.

При движении штанг вверх нагнетательный клапан закрывается, и плунжер поднимает вверх находящийся над ним столб жидкости. На поверхности жидкость поступает в выкидную линию скважины. Во время движения штанг вверх всасывающий клапан открывается, и жидкость из скважины входит в цилиндр. Затем описанный цикл повторяется.

Станок-качалка предназначен для приведения колонны насосных штанг в возвратно-поступательное движение. Как правило, станок-качалка, включает первичный приводной электродвигатель, клиноременную передачу, редуктор, механизм преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное и подвеску устьевого штока. Подавляющее большинство применяемых в настоящее время станков-качалок балансирного типа, механического действия, с преобразующим механизмом, выполненным на основе шарнирного четырехзвенника. К ним относятся достаточно распространенные станки-качалки аксиального типа по ГОСТ 5866-76, например 7СК8 и др., дезаксиальные станки-качалки типа СКД по ОСТ 26-16-08-87.

А также современные станки-качалки типа ПНШ, производства АО “Ижнефтемаш”, типа СКР, СКДР, производства ОАО “Редуктор”, г. Ижевск, типа ПШГН, производства ФГУП “Уралтрансмаш”, г. Екатеринбург и др. Аксиальные и дезаксиальные станки-качалки отличаются соотношением длин звеньев преобразующего механизма.

У аксиальных станков-качалок максимальная скорость хода подвески устьевого штока одинакова при ходе вверх и вниз, у дезаксиальных -- отличается (на величину порядка 6 % при максимальной длине хода).



Рис. 1 Схема скважинной штанговой насосной установки

Среди других особенностей можно выделить “тумбовое” исполнение и станки-качалки с одноплечим балансиром типа американского станка-качалки МАРК-2). Для условий эксплуатации скважин в ОАО “Татнефть” различия в эксплуатационных свойствах станков-качалок, связанных с дезаксиалом, можно считать несущественными. Тумбовое исполнение или тумбового исполнения должен быть обусловлен экономическими критериями с учетом цены конкретного станка-качалки и стоимости фундамента в условиях конкретного предприятия. Относительно технической характеристики станков-качалок, предлагаемых различными производителями, необходимо иметь в виду следующее: с точки зрения срока службы штанговой колонны и энергетической эффективности работы скважинной штанговой насосной установки предпочтительны режимы откачки с максимальной длиной хода, обеспечиваемой данным станком-качалкой при минимальном диаметре скважинного насоса.

Исходя из условий эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть», можно заключить

следующее. Для первой группы скважин (эксплуатирующих горизонты Д0 -- Д1) необходимы приводы с максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг 60 и 80 кН (выбор для конкретной скважины определяется диаметром насоса, глубиной подвески и глубиной погружения под уровень Базовыми типами приводов для рассматриваемой группы скважин могут быть признаны станки-качалки типа ПНШ 60-2,1-25 и ПНШ 80-3-40, производства АО “Ижнефтемаш”, эксплуатируемых насосами малого диаметра (27, 32 мм) с двухступенчатой колонной штанг диаметрами 19 и 16мм при условии проверочного расчета величины максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, а также прочности штанговой колонны с учетом допускаемых для данного материала штанг приведенных напряжений в коррозионной среде, кривизны ствола скважины, и возможного влияния других осложнений.

Редуктор станка-качалки является одним из основных и ответственных узлов, от надежной работы которого зависит работа привода в целом. В ранее вытащенных станках-качалках применялись в основном двухступенчатые редукторы с передаточным отношением 38. В современных станках-качалках применяются как двухступенчатые редукторы с передаточным отношением около 40, так и трехступенчатые редукторы с передаточными отношениями 51, 63, 90, 125. Широкий выбор модификаций станков-качалок, укомплектованных редукторами с разным передаточным отношением, позволяет на практике более гибко подбирать оборудование для каждой категории скважин в зависимости от дебита и свойств, продукции. В частности, имеется возможность реализовать благоприятные тихоходные режимы откачки с большой длиной хода на скважинах с высоковязкой продукцией и обеспечить эксплуатацию малодебитных скважин в Непрерывном режиме с поддержанием оптимального динамического Станки-качалки малой грузоподъемности, в частности СКР 4-2,1 и СКДР 4-2,1 , могут быть рекомендованы для применения на малодебитных скважинах I и II группы, уровня.

Главным условием надежной работы редуктора является точное выполнение требований, инструкции по эксплуатации станка-качалки, качественное уравновешивание привода, своевременная замена масла, применение масел рекомендуемых инструкцией, своевременная подтяжка всех болтовых соединений.

Клиноременная передача станка-качалки выполняет несколько функций передачу вращения от первичного электродвигателя к редуктору; регулирование частоты качаний путем подбора пар шкивов с соответствующим соотношением по диаметрам; демпфирование динамических нагрузок в трансмиссии; является предохранительным звеном, предупреждающим аварийные поломки узлов редуктора, электродвигателя и др. Для обеспечения надежной и долговечной работы клиноременной передачи необходимо при монтаже и в процессе эксплуатации обеспечивать соосность канавок ведущего и ведомого шкивов, параллельность валов электродвигателя и редуктора, применять ремни соответствующего профиля и длины, обеспечивать своевременную регулировку натяжения ремней в соответствии с инструкцией по эксплуатации станка- качалки, производить одновременную смену всех ремней в комплекте, не допускать применение шкивов меньшего диаметра, чем предусмотрено заводским исполнением. В ряде случаев, при восстановлении подачи скважинного насоса без подъема из скважины, освоении осложненных скважин и др. эффективно применение универсального накидного шкива для временного форсирования режима откачки конструкции НГДУ “Лениногорскнефть”, изготавливаемого 000 “Татнефть-ПКРС”.

Насосные штанги

Насосные штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжера насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром по телу) 19, 22, 25мм и длинной 8м для нормальных условий эксплуатации. Штанги на обоих концах имеют резьбу, а под резьбой квадратную шейку для захвата ключом при свинчивании и развенчивании. Для регулирования посадки плунжера имеются также и укороченные штанги длинной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3м.

Штанги соединяются муфтами. На утолщенном высаженном конце штанги имеется резьбовой ниппель под муфту.

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полированная он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу диаметром 30 и 35мм.

В НГДУ «ЛН» применяют штанги типов: ШНЦ; ШНСЦ.

Штанги насосные с центраторами типа ШНЦ

В наклонно-направленных скважинах для предотвращения истирания штанг и НКТ от трения рекомендуется применять центраторы. Центраторы изготавливают из полимерных материалов способом литья под давлением на тело штанги. Штанги с центраторами наклонного профиля могут оснащатся поднижными скребками, расположенными между неподвижными. Такие штанги имеют дополнительное назначение - производят очистку от парафина НКТ и самих штанг. Для оснащения центраторами используются штанги, изготовляемые по ТУ 26-0210-39-92, ГОСТ 13877-80 и спецификации 11В АНИ.

Штанги насосные со скребками центраторами типа ШНСЦ.

Скребки-центраторы обеспечивают очистку насосно-компресорных труб и штанг от парафиновых отложений. Скребки-центраторы изготавливаются из полимерных материалов. Часть скребков от продольного перемещения ограничиваются упорами, а между ними распологаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО с тела штанги, а неподвижные - с внутренней повержности НКТ. Скребок-центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функцию скребка и предохраняет от износа систему «труба-штанга-муфта». При применении скребков-центраторов вместе со штанговращателем достигается предотвращение парафинизации и защита от износа насосных штанг, муфт и НКТ.

Количество Скребков-центраторов, устанавливаемых на одну насосную штангу, варьирует от 4 до 13 штук, т.е. интервал установки между двумя соседними скребками-центраторами составляет от 0,6 до 1,6 м. Интервал установки должен быть меньше длины хода устьевого штока. Длина колонны штанг, оборудованной скребками-центраторами, колеблится от 100 до 1000 м., в зависимости от интервала отложений парафина на стенках НКТ и участков искривления ствола скважины.

Насосы

Штанговые насосы по типу установки делится на две группы:

- не вставны

- вставные.

Эти группы отличаются конструкцией, габаритами и устройством плунжера.

Не вставные насосы опускаются в скважину по частям. В начале спускают цилиндр на НКТ, а затем плунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапаном на штангах. При ремонте не вставные насосы извлекают в два приема. В начале извлекают штанги с плунжером, а затем НКТ с цилиндром. Не вставные насосы могут быть типа НСН - 1 и НСН - 2. Шифр 1 означает наличие двух клапанов одного всасывающего и одного нагнетательного клапана. Второй шифр означает в конструкции наличие одного всасывающего и двух нагнетательных клапанов. Насосы НСН применяются при глубине подвески до 1500м.

Вставные насосы обозначаются НСВ, опускаются в скважину в собранном виде, т.е. цилиндр вместе с плунжером и клапанном на насосных штангах извлекаются при ремонте на поверхность, так же в собранном виде путем подъема насосных штанг. Насос устанавливают и закрепляют в скважине с помощью специальной замковой опоры, которая спускается в скважину заранее на трубах. Эти насосы как и не вставные могут быть НСВ - 1 и НСВ - 2 (двух и трех клапанные). Насосы типа НСВ-1 применяют при глубине до 2500м, а насосы НСВ-2 свыше 2500м.

2.2 Особнности эксплуатации скважин с осложненными условиями

2.2.1 Скважины, эксплуатация которых осложнена АСПО

Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура для девонских отложений месторождений РТ колеблется в пределах от 29 до 34С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует, диапазон температуры 26…30С и давления 6…9 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта самоочистки скважин (срыва отложений потоком продукции), и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, имеющих дебиты менее 20 м3/сут. Причем, среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м3/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся: подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперсности водонефтяного потока, применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов, уменьшение динамического уровня в скважине, увеличение глубины погружения насоса, применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины. Типы забойных дозаторов, их техническая характеристика и ограничения области применения приведены в разделе 2.8.4 настоящего стандарта. При решении вопроса о целесообразности применения метода предотвращения АСПО с использованием подачи химических реагентов забойными дозаторами необходимо учитывать следующие обстоятельства. Химические реагенты, как правило дороги и тенденции к снижению их стоимости не наблюдается. Как показала практика, метод технологически эффективен только при применении новых НКТ. Существующие способы очистки бывших в употреблении НКТ не обеспечивают требуемой степени очистки поверхности труб. Если в составе колонны оказываются трубы, бывшие в употреблении, применение забойных дозаторов не обеспечивает защиты от АСПО и оказывается чисто затратным делом.