43653

Геологические данные месторождения, его структуру и физико-химические свойства

Дипломная

География, геология и геодезия

Одной из важных задач этой проблемы является повышение фондоотдачи основных промышленнопроизводственных фондов основную долю которых в нефтяной промышленности составляют скважины: добывающие и нагнетательные. Скважина обеспечивает связь недр с земной поверхностью служит каналом доступа человека к пласту. Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам что приводит либо к полному прекращению работы скважин либо к существенному сокращению ее дебита особенно по нефти. Причины прекращения или снижения...

Русский

2013-10-28

314.92 KB

65 чел.

Изм.

 Лист

№ докум.

Подп.

 Дата

 Лист

            ЧПКО. 13050301. 45Б ПЗ

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ в настоящее время являются основными энергоносителями и источниками сырья в нефтехимической промышленности. В условиях рыночных отношений весьма актуальной является проблема рационального ведения процессов разработки нефтяных месторождений – как с точки зрения сокращения затрат на добычу нефти, так и с точки зрения, полноты использования запасов углеводородов.

Одной из важных задач этой проблемы является повышение фондоотдачи основных промышленно-производственных фондов, основную долю которых в нефтяной промышленности составляют скважины: добывающие и нагнетательные. Скважина обеспечивает связь недр с земной поверхностью, служит каналом доступа человека к пласту.

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважин, либо к существенному сокращению ее дебита, особенно по нефти. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные: связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, связанные с изменением пластовых условий, ухудшающих или вообще прекращающих приток жидкости из пласта к забою скважины. Но одной из основных причин простаивания скважин является высокая обводненость продукции, основная причина тому закачиваемая вода или законтурные воды. В связи, с чем возникла необходимость изолирования водопроницаемых пропластков. Залогом успеха водоизоляционных работ является выбор наиболее эффективной технологии для конкретной скважины, а также строгая реализация (без каких либо отступлений) выбранной технологи, утверждённым.


1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Шагиртско - Гожанское месторождение расположено на юге Пермской    области Куединского района в 250 км от областного центра (г. Пермь) и в 25 км от районного (пос. Куеда). На территории месторождения расположены населенные пункты: сёла Старый Шагирт, Гожан и дер. Новый Шагирт. Ближайшая ж/д станция – Куеда, горьковской ж/дороги. В 10 км севернее месторождения проходит автомобильная дорога Куеда – Большая Уса с гравийным покрытием. Южную часть месторождения пересекает асфальтированная автомобильная дорога.    

Чернушка – Куеда – Москудья. Населенные пункты соединяются  между собой грунтовыми дорогами. Для обеспечения круглогодичной транспортной связи объектов обустройства  месторождения между собой и с базами обслуживания построены подъездные автомобильные дороги 4 категории с асфальтным покрытием к Шагиртской и Гожанской площадям, вахтовому поселку, подстанции и населенным пунктам Гожан и Старый Шагирт, протяженностью 30,6 км. Для подъезда к ГЗУ и кустам скважин проложены автомобильные дороги 5 категории с гравийным покрытием общей протяженностью 64 км.

В орографическом отношении площадь представляет собой всхолменную равнину, понижающуюся с севера (с отметки 259 м ) на водоразделе рек Шагирт и Тынбай на юг (до + 105 м ) в урезе реки Шагирт.

В гидрогеографическом отношении месторождение находится в бассейне правых притоков рек Буй, к которым относятся реки: Сава и Шагирт с притоком р Тынбай.

Источником производственно противопожарного водоснабжения служит магистральный водовод Тулва - Гожан. Для хозяйственно-питьевых нужд используются две артезианские скважины, пробуренные на отложения шешминского горизонта.

Обеспечение месторождения электроэнергией осуществляется от подстанции  110 /35 кв. «гожан». Существующие промысловые объекты сбора и подготовки, транспорта нефти и газа, водоснабжения и канализации оснащены необходимыми средствами кип, автоматики, телемеханики и связи. Предусмотрены мероприятия по снижению вредного воздействия на  окружаю среду. Состояние промышленной безопасности на должном уровне.

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Шагиртско – Гожанского месторождения изучен по материалам бурения структурных, поисковых, разведочных  и эксплуатационных скважин от четвертичных до отложений вендского комплекса и является типичным для месторождений, расположенных в северо-западной части Башкирского свода. Максимальная вскрытая  толщина отложений 2542 м в скважине № 23.

В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Волго-Уральской  нефтегазоносной провинции.

Вендский комплекс

Представленные переслаиванием песчаников. Вскрытая толщина от 12 до 354 м.

Верхний отдел

Девонская система

Представлен породами состоящими из известняков светло – и коричневато – серых, зернистых органогенных и доломитов бренчевидных, прослоями известняковых. Толщина отложений карбонатного девона колеблется от 213 до 663 м.

Нижняя терригенная часть

Представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники пашийского горизонта являются промышленно нефтеносными. Толщина терригенной части верхнего девона 33 – 57 м.

Средний отдел

Девонская система

Живетский ярус

Представлена песчаниками и аргиллитами, продолжающими  терригенную толщу верхнего девона и отнесенными к живетскому ярусу. Породы живетского яруса на территории месторождения так же промышленно нефтеносны. Толщина отложений 23 – 33 м.

Разрез терригенного девона относится к присводному типу разрезов, развитых на склонах палеоподнятий и характеризующихся отсутствием эйфельского яруса с сокращенной толщиной (20 – 66 м).

Верхнекаменноугольные отложения

Представлены из доломитов серых, каверзных с прослоями коричневато-серых и серых известняков толщиной от 148 до 236 м.

Среднекаменноугольные отложения

Представлены известняками  с прослоями доломитов московского и башкирского ярусов. В низах каширского и верейского горизонтов нижнемосковского  подъяруса, верхах башкирского яруса, к проницаемым разностям известняков  приурочены промышленные скопления углеводородов.

Общая толщина среднекаменноугольных отложений изменяется от  258 до 437 м.

Каменноугольная система

Нижний отдел

Серпуховский ярус и окский надгоризонт визейского яруса

Представлен из карбонатных и терригенных отложений серпуховского, визейского и турнейского ярусов. Сложены доломитизированными известняками с прослоями светлых доломитов, включающих ангидриты и кремний. Толщина 216 – 321 м.

Яснополянский надгоризонт

Визейский ярус

Представленны в верхах карбонатной, а в низах – терригенной пачкой пород и бобриковский, сложенный терригенными породами. К терригенной части яснополянского надгоризонта приурочены промышленные скопления нефти. Толщина надгоризонта изменяется от 40 до 103 м.

Малиновский надгоризонт

Радаевского и елховского горизонтов

Представлены аргиллитами и алевролитами толщиной от 10 до 22 м.

Визейский ярус

Отложения данного месторождения отнесены к IV типу и характеризуются присутствием увеличенного карбонатного, тульского и уменьшенных бобриковского, радаевского и елховского горизонтов.

Турнейский ярус

Представлен из известняков зернистых, плотные, крепкие, участками окремненные. В кровле яруса отмечены промышленные скопления нефти. Толщина яруса изменяется от 55 до 165 м.

Верхнепермские отложения

Шииминский +Соликамский горизонт

Уфимский ярус

Представлены из терригенных пород "алевролиты, песчаники, глины" сильно, но неравномерно загипсованных толщиной от 233 до 266 м.

Пермская система

Нижний отдел

Кунгурский, артинский, ассельский и сакмарский ярусы

Представлена морскими карбонатными породами – доломитами и известняками. В отложениях кунгурского яруса, кроме того, большую роль играют карбонатно-сульфатные образования "ангидриты и гипсы", позволяющие отнести их к типу лагунных солоновато водных. Общая толщина нижнепермских отложений варьирует по площади от 224 до 352 м.

Четвертичня система

Четвертичные отложения на размытой поверхности, сложены начальными образованьями, толщиной до 25 м.

1.3 Тектоника

Шагиртско – Гожанское месторождение приурочено к одноименной  структуре 3 порядка, расположенной в пределах Куединского вала, осложняющего северо-западный склон Башкирского свода.

Доразведка и разбуривание месторождения эксплуатационным фондом скважин подтвердили правильность предыдущих структурных построений. Возросший объем геологической информации позволил детализировать структурные планы по основным маркирующим горизонтам – кровлям тюйской пачки иренского горизонта, верейского горизонта, терригенной пачки тульского и кыновского горизонтов и проследить закономерность развития тектонического строения района.  

Шагиртская структура примыкает с севера –востока к Гожанской в виде террасы по изогипсе : 180 м , которая осложнена Восточно –Шагиртским куполом.По кровле верейского горизонта все структуры , сохраняя ту же форму и простирания, становятся более выраженными, возрастают углы падения крыльев.На Шагиртском поднятии обособляются три самостоятельных купола :Западно , Северо , Центрального – Шагиртские "Блоки"По кровле терригенной пачки тульского горизонта, структура становится еще круче, форма и простирание остаются прежними.

По кровле кыновского горизонта Гожанское поднятие представляет собой резко ассиметричную бранхиантиклинальную складку с крутым  до 110 20' юго-западном и пологим 00 45' северо-восточными крыльями. На месте Шагиртской структуры по данным трех разведочных  скважин и сейсморазведки намечается структурная

терраса с незначительным погружением в северо-восточном направлении. Сопостовляя структурные планы по различным горизонтам, можно  сделать следующие выводы:

1  Гожанская структура по характеру образования относится к группе  

тектоно – седиментационных, образовавшихся за счет развития карбонатных рифов позднефранского и более молодого возраста вдоль бортов камско – кинейской системы прогибов на ранее существующей   тектонической основе.

2 Шагиртская структура: относится к группе седиментационных, оброзовавшихся за счет аналогичных рифовых построек на структурной  террасе, осложняющей северо-восточное крыло Гожанского поднятия по кровле кыновского горизонта.

3  Структуры по морфологии сквозные: Гожанская прослеживается от

кыновского до иренского горизонтов. Шагиртская  - от фаменского

яруса до иренского горизонта.

Соотношение структурных планов на Гожанском и Шагиртском  поднятиях  можно изобразить следующей схемой :  Гожанское поднятие – Дкм = С1 = С2 – Р.Шагиртское поднятие – Дкм / С1 = С2 – Р.

Где:  С1- полное соответствие структурных планов.

С2– частичное соответствие структурных планов.

Дкм- полное соответствие структурных планов.

4 Структуры достигают максимальных размеров по нижне-   каменноугольным отложениям, постепенно выполаживаясь по вышележащим горизонтам.  Как показал анализ структурных планов по маркирующим горизонтам, все структуры "Гожанская, Шагиртская Северный, Центральный, Западный купола, “Восточнно-Шагиртская" следует рассматривать  как самостоятельные тектонические единицы.

Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов этих поднятий  правильнее проводить раздельно.

1.4 Нефтегазоносность

Из выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья   нефтегазоносных комплексов на Шагиртско-Гожанском месторождении, промышленно нефтеносны  пять: средне – верхнедевонский  терригенный (пласты Д 1,  Д 2-а,  Д 2-б , Д 2-в);верхнедевонский – турнейский карбонатный (пласты Т 1 ,  Т 2 ,  Т 3);нижне – средневизейскй терригенный(пласты : Тл 2 –а, Тл 2 –б, Бб 1,  Бб 2);окско – серпуховско – башкирский карбонатный (пласт Бш);

–   московский терригенно – карбонатный (пласты КВ 1, В3 , В4);

Средне – верхнедевонский терригенный комплекс

Девонские отложения промышленно нефтеносны лишь на Гожанской площади. Разведочными скважинами была установлена двухпластовая (пласты 1 и 2). Залежь с единым наклонным ВНК на отметках минус 1867 метров на северо – восточном крыле и минус 1888 метров на крутом юго – западном крыле.

В пределах залежи выделено четыре пласта, характеризующихся литологической неоднородностью: Д1 ( пашийского горизонта ), Д2-а , Д2-б , Д2-в. ( муллинские слои живветского яруса ).

Пласт В3  В4

В подошве верейского горизонта выделяются нефтеносные пласты В3 и В4, разделенные аргеллитовыми прослоем в 2 – 3метра. Общая толщина пласта В3,  В4 в основном 14 – 16 метров, в кровле и подошве он ограничен толщей аргиллито-алевролитовых пород со ответственно до 9 и 6 метров. В пределах пласта выделяется 1 – 7 проницаемых прослоев толщиной 0,4 – 5,8 метров. Максимальный процент эффективности толщины от общей на Шагиртском поднятии  37 метров. На остальных он составляет 32 – 34 метров.

К пласту В3В4 .приурочены две самостоятельные нефтяные залежи: единая для Гожанского и Шагиртского поднятий и Восточно–Шагиртская ВНК для залежи, объединяющей оба поднятия, принята на отметке минус 853 метра.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 2,0  1,9 км, этаж нефтеносности – 56,4 метра. Залежь пластовая сводная.

Окско – серпуховско – башкирский карбонатный комплекс

В пределах комплекса промышленно нефтеносны пористые разности  известняков башкирского яруса.

1.5 Физико-химические свойства  нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

Пласт Бб1, Бб2

По своим характеристикам нефть пласта Бб1 идентична нефти тульской залежи и в первом приближении может быть охарактеризована параметрами пластовой и поверхностной нефти Тл2-б, Бб1.

Пластовые флюиды пласта Бб2 несколько иного качества. Для расчетов по пласту Бб2 на Восточно – Шагиртском поднятии предлогаются следующие параметры:

Давление насыщения = 7,33 МПа

Газонасыщенность  = 11,9 м3

Объемный коэффициент = 1,025

Вязкость = 96 МПа  с

Плотность = 909 кг/м3

Для северного и Центрального Шагирта:

Давление насыщения = 7,85 МПа

Газонасыщенность = 14. 2м3

Вязкость = 36,46 МПа с

Обьемный кооэфициент = 1,027

Плотность =  880 кг/м3

Для западной части части Шагиртского поднятия:

Давление насыщения = 8,15 МПа

Газонасыщенность = 17,2 м3/т.

Обьемный коэффициент  = 1,032

Вязкость = 31,41 МПа с

Плотность = 883 кг/м3

Для Гожанского поднятия:

Давление насыщения = 8,02 МПа

Газонасыщенность = 17,9 м3

Обьемный коэффициент  = 1,044

Вязкость = 46,91 МПа с

Плотность = 891 кг/м3

Поверхностная нефть, как и пластовая, различного качества. Самая тяжелая окисленная нефть получена на Восточно – Шагиртском поднятии. В целом нефть залежи высокосернистая, высокосмолистая, сернистая, парафинистая.

Газ, выделенный из нефти, имеет приблизительно одинаковый состав. Он малометановый, высокоазотный.

Пласты Тл2-а и Тл2-б

Пластовые флюиды тульской залежи (пласта Тл2-б) изучены только на Шагиртском поднятии. Так как тульская залежь имеет единый контур нефтеносности, можно предположить, что свойства флюидов пластов Тл2-а и Тл2-б. Идентичны и для

расчетов по данным пластам предлагаются следующие параметры:

Давление насыщения = 9,57 МПа

Газонасыщенность = 21,3 м3

Объемный коэффициент = 1,048

Вязкость = 35,18 МПа с.

Плотность = 883 кг/м3 

При разгазировании пластовых флюидов установлено, закономерность изменения их свойств. Поверхностная нефть тяжелая в газ,  выделенный из нефти низкометановый, высокоазотный, бессернистый.

Пласт КВ1

Одновозрастные нефти Гожанского поднятия идентичны нефтям Шагиртского поднятия, поэтому для расчетов предлагаются единые для обоих поднятий параметры:

Давление насыщения = 7,03 МПа

Газонасыщенность = 24,1 м3

Объемный коэффициент = 1,052

Вязкость = 7,79 МПа  с

Плотность  = 849 кг/м3

Поверхностная нефть высокосмолистая, парафинистая, сернистая.

Газ, выделенный из нефти, содержит до 17% метана и до 40% азота, характеризуется как малометановый, высокожирный. Газ Восточно – Шагиртского поднятия содержит 0,1% сероводорода.

Пластовые воды палеозойских отложений до разработки месторождения были представлены крепкими рассолами хлоркальциевого типа. Их минерализация лежала в пределах от 215 до 292 г/л, плотность от 1,14 до 1,198 кг/м3.

В процессе разработки произошло разбавление пластовых вод пресными водами. Минерализация уменьшилась от 41-93 г/л до 4-49 г/л.

Вязкость пластовых вод в начальных пластовых условиях увеличивается от 1,16 до 1,60 МПа  с.

Пласт Бш

Давление насыщения = 9,07 МПа

Газонасыщенность = 28,7 м3

Объемный коэффициент = 1,072

Вязкость = 6,71 МПа с

Плотность  = 843 кг/м3

На Гожанском поднятии:

Давление насыщения = 8,35 МПа

Газонасыщенность = 28,3 м3

Вязкость = 7,45 МПа с

Плотность = 849 кг/м3

Объемный коэффициент =1,070

Газ, выделенный из нефти, по составу классифицируется как, низкометановый, среднеазотный. Сероводорода в газах от 0,1 до 0,3 %. Пласт В3, В4

Для расчетов по пласту В3 В4 предлагаются следующие параметры:

Давление насыщения=8,09 МПа

Газонасыщенность= 27,0 м3

Вязкость = 6,93 МПа с

Плотность  = 858 кг/м3

Объемный коэффициент = 1,060

На Гожанском поднятии из 3-х скважин (69,102 и 114) получено 10 глубинных проб, представительных – 5. Усредненные данные качественных проб следует принять для расчетов по пласту В3 В4, то есть:

Давление насыщения = 8,84 МПа

Газонасыщенность = 32,1 м3

Вязкость = 5,82 МПа с

Плотность  = 846 кг/м3

Объемный коэффициент = 1,074

Поверхностная нефть по своим характеристикам среднего качества, смолистая парафинистая, сернистая.

1.6 Конструкция скважины

  0    1    2      3

40 м

250 м

Условные обозначения:

  1.  – направление;
  2.  – кондуктор;
  3.  – эксплуатационная колонна.

(рис.1)

1126 м

Рисунок 1 – Конструкция скважины № 326 Шагиртско-Гожанского месторождения

Конструкцией скважины называется расположение обсадных колонн с  указанием их диаметра, Глубины установки, высоты подъёма закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведётся бурение под каждую колону.

Направление диаметром 285 мм спускают на глубину до 40 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений и предохранения устья скважины от размыва во время бурения под кондуктор. Цементируют тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой CaCl2 до 3%. Подъем цементного раствора до устья.

Кондуктор диаметром 205 мм спускают на глубину до 250 м с целью перекрытия частичных зон поглощения и обваливающихся пород. Цементируют тампонажным портландцементом с добавкой CaCl2 до 2%. Подъем цементного раствора до устья.

Эксплуатационную колонну диаметром 136 мм спускают до проектной глубины 1126 м и цементируют с подъемом тампонажного раствора до устья, так как любая из добывающих скважин в процессе эксплуатации может быть переведена под нагнетание, в особенности при реализации очагово-избирательных систем заводнения.

Низ эксплуатационной колонны, в интервале от забоя до перекрытия всех продуктивных горизонтов, цементируют тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой CaCl2 до 2%. Остальной интервал цементируют или гельцементом или облегченным тампонажным раствором с низкой фильтроотдачей. ( Рисунок 1 )


2  ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика используемого оборудования

Принцип работы штанговой насосной установки.

Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса, который спускается в скважину под динамический уровень на насосно-компрессорных трубах диаметром 73-102 мм и штангах диаметром 19-28 мм индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят: тройник с сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.

При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.(См. Рис. 2)

Рисунок 2 - Штанговой насосной установки

2.2 Станки-качалки.

Станки – качалки - индивидуальный балансирный механический привод ШСН. Их выпускали по стандартам 1951, 1956 и 1966 гг. В настоящее время на станки-качалки типа СК второй модификации действует ГОСТ 5866-76, который предусматривает 13 типоразмеров СК. В шифре, например, СК-3-2500, указано: наибольшая допускаемая нагрузка Pmax на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН;  3 – наибольшая длина хода устьевого штока, м.;  2500 – наибольшая допускаемый крутящий момент Мкр.max. на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН*м. Дополнительно СК характеризуют числом n качаний балансира (двойных ходов), которое изменяется от 5 до 15 мин –1.

Смонтирован СК на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель установлен на поворотной салазке. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира 15 совершает движение по дуге, то для сочленения её с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 14. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.  Амплитуду движения головки (длина хода устьевого штока 13) регулирует путём изменения сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальцев в другое отверстие).

Частота движения головки балансира (число качаний n) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой (больший или меньший) диаметр, т.е. регулирования работы СК дискретное.

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы СК помещают грузы (противовесы) на балансир (СК 2), кривошип (СК4-СК 20) или на балансир и кривошип (СК 3). Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также само запуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Известны другие индивидуальные механические приводы, включающие также двигатель, трансмиссию и преобразующий механизм. Для привода с одноплечным балансиром характерно расположение опоры на закрепленном конце балансира и опорой. Уравновешивание может быть как грузовым, так и пневматическим за счёт сжатия воздуха в пневмоцилиндре с гидравлическим затвором. Подкачка воздуха в систему уравновешивания обеспечивается небольшим компрессором. В балансирных СК с увеличением длины хода точки подвеса штанг возрастают габаритные размеры отдельных узлов и всей установки. Значительные массы качающегося балансира создают большие инерционные нагрузки, ухудшающие устойчивость станка.

2.3 Анализ добывных возможностей скважин

1 Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока:

К=Qф/(Рплзаб)  м3/МПа*сут                                                                       (1)

Qф - дебит скважин (м3/сут)

Рпл - пластовое давление (МПа);

Рзаб - забойное давление (МПа).

Скв. №300: К=6.95/(13.8-3.2)=0.65 м3/МПа*сут.

Скв. №322: К=41.3/(15.2-12.8)=17.20 м3/МПа*сут.

Скв. №325: К=6/(12.8-9.45)=1.79 м3/МПа*сут.

Скв. №348: К=13/(14.6-6.23)=1.55 м3/МПа*сут.

Скв. №364: К=8.7/(13.4-5.6)=1.11 м3/МПа*сут.

Скв. №366: К=26.2/(13.2-11.6)=16.37 м3/МПа*сут.

Скв. №386: К=6.3/(13-7.08)=1.06 м3/МПа*сут.

Скв. №1106: К=7.1/(15.1-10.9)=1.69 м3/МПа*сут.

Скв. №1118: К=11.8/(14.7-6.94)=1.52 м3/МПа*сут.

Скв. №1122: К=47.4/(15-12.5)=18.96 м3/МПа*сут.

Скв. №1143: К=44.1/(14.7-10.2)=9.8 м3/МПа*сут.

Скв. №1153 К=37.6/(15.5-9.6)=6.37 м3/МПа*сут.

Скв. №1175: К=12.3/(11.8-5.2)=1.86 м3/МПа*сут.

Скв. №1176: К=10.9/(13.8-3.34)=1.04 м3/МПа*сут.

Скв. №1182: К=20.2/(14.4-6.75)=2.64 м3/МПа*сут.

Скв. №2092: К=17.1/(15.3-5.59)=1.76 м3/МПа*сут.

Скв. №2100: К=44.8/(13.7-4.2)=4.71 м3/МПа*сут.

Скв. №2101: К=12/(12.1-5.81)=1.90 м3/МПа*сут.

Скв. №2108: К=55.1/(13.7-11.3)=22.95 м3/МПа*сут.

Скв. №2110: К=45.5/(15.7-11.9)=11.97 м3/МПа*сут.

Скв. №2120: К=32.3/(15.4-10.7)=6.87 м3/МПа*сут.

Скв. №2126: К=17.7/(11.4-7.6)=4.65 м3/МПа*сут.

Скв. №2147: К=6/(10.7-8.2)=2.4 м3/МПа*сут.

Скв. №109: К=10.4/(10.9-6.2)=2.21 м3/МПа*сут.

Скв. №326: К=32.2/(11.5-5.52)=5.40 м3/МПа*сут.

Скв. №361: К=24.6/(14.9-6.35)=3.22 м3/МПа*сут.

Скв. №507: К=47.8/(15.1-6.75)=5.72 м3/МПа*сут.

Скв. №1117: К=44.7/(15-7.21)=5.73 м3/МПа*сут.

Скв. №1126: К=41.3/(173-5.22)=3.41 м3/МПа*сут.

Скв. №1146: К=41.3/(10.5-7.84)=15.52 м3/МПа*сут.

Определение максимального допустимого забойного давления из условия:

Рмах.доп.=0.75*Рнас. (если nв>50%) (МПа);                                                    (2)

Рмах.доп.=0.3*Рнас. (если nв<50%) (МПа),                                                      (3)

Рнас. – давление насыщения (МПа);

nв – обводнённость продукции (%).

Рмах.доп.(322,325,366,1106,1118,1122,1143,2108,2110,2120,1091117,1172)=0.75*8=6МПа

Рмах.доп.(300,348, 364, 386, 1153, 1175, 1176, 182, 2092, 2100, 2101, 2126, 2147, 326, 361, 507, 1126, 1146)= 0.3*8=2.4 МПа

Определение максимального допустимого дебита скважин

Qмах.доп.=К*(Рпл.мах.доп) (м3/МПа*сут).                                                      (4)

Скв. №300: Qмах.доп.=0.65(13.8-2,4)=7.41 м3/МПа*сут

Скв. №322: Qмах.доп.=17.20(15.2-6)=158.24 м3/МПа*сут

Скв. №325: Qмах.доп.=1.79(12.8-6)=12.172 м3/МПа*сут

Скв. №348: Qмах.доп.=1.55(16.6-2,4)=18.91 м3/МПа*сут

Скв. №364: Qмах.доп.=1.11(13.4-2,4)=8.214 м3/МПа*сут

Скв. №366: Qмах.доп.=16.37(13.2-6)=173.796 м3/МПа*сут

Скв. №386: Qмах.доп.=1.06(13-2,4)=7.42 м3/МПа*сут

Скв. №1106: Qмах.доп.=1.69(15.1-6)=15.379 м3/МПа*сут

Скв. №1118: Qмах.доп.=1.52(14.7-6)=13.224 м3/МПа*сут

Скв. №1122: Qмах.доп.=18.96(15-6)=170.64 м3/МПа*сут

Скв. №1143: Qмах.доп.=9.8(14.7-6)=120.54 м3/МПа*сут

Скв. №1153: Qмах.доп.=6.37(15.5-2,4)=83.447 м3/МПа*сут

Скв. №1175: Qмах.доп.=1.86(11.8-2,4)=17.484 м3/МПа*сут

Скв. №1176: Qмах.доп.=1.04(13.8-2,4)=11.856 м3/МПа*сут

Скв. №1182: Qмах.доп.=2.64(14.4-2,4)=31.68 м3/МПа*сут

Скв. №2092: Qмах.доп.=1.76(15.3-2,4)=22.82 м3/МПа*сут

Скв. №2100: Qмах.доп.=4.71(13.7-2,4)=53.223 м3/МПа*сут

Скв. №2101: Qмах.доп.=1.90(12.1-2.4)=11.59 м3/МПа*сут

Скв. №2108: Qмах.доп.=22.95(13.7-6)=176.71 м3/МПа*сут

Скв. №2110: Qмах.доп.=11.97(15.7-6)=116.10 м3/МПа*сут

Скв. №2120: Qмах.доп.=6.87(15.4-6)=89.31 м3/МПа*сут

Скв. №2126: Qмах.доп.=4.65(11.4-2.4)=41.85 м3/МПа*сут

Скв. №2147: Qмах.доп.=2.4(10.7-2.4)=11.28 м3/МПа*сут 9

Скв. №109: Qмах.доп.=2.21(10.9-6)=18.785 м3/МПа*сут

Скв. №326: Qмах.доп.=5.40(11.5-2.4)=49.14 м3/МПа*сут

Скв. №361: Qмах.доп.=3.22(14.9-2.4)=40.25  м3/МПа*сут

Скв. №507: Qмах.доп.=5.72(15.1-2.4)=72.64 м3/МПа*сут

Скв. №1117: Qмах.доп.=5.73(15-6)=51.57 м3/МПа*сут

Скв. №1126: Qмах.доп.=3.41(17.3-2.4)=50.809 м3/МПа*сут

Скв. №1146: Qмах.доп.=15.52(10.5-2.4)= 125.712 м3/МПа*сут

Определение максимального допустимого забойного давления из условия:

Рмах.доп.=0.75*Рнас. (если nв>50%) (МПа);                                                   (5)

Рмах.доп.=0.3*Рнас. (если nв<50%) (МПа),                                                     (6)

Рнас. – давление насыщения (МПа);

nв – обводнённость продукции (%).

Рмах.доп.(322,325,366,1106,1118,1122,1143,2108,2110,2120,1091117,1172)=0.75*8=6МПа

Рмах.доп.(300,348, 364, 386, 1153, 1175, 1176, 182, 2092, 2100, 2101, 2126, 2147, 326, 361, 507, 1126, 1146)= 0.3*8=2.4 МПа

Определение разности дебитов.

Q=Qмах.доп.-Qф.3/МПа*сут)                                                                    (7)

Скв. №300: ∆Q.=7.41-6.9=0.51 м3/МПа*сут

Скв. №322: ∆Q.=158.24-41.3 =116.94м3/МПа*сут

Скв. №325: ∆Q.=12.172-6=6.172 м3/МПа*сут

Скв. №348:∆Q.=18.91-13 =5.91м3/МПа*сут

Скв. №364: ∆Q.=8.214-8.7= -0.486м3/МПа*сут

Скв. №366: ∆Q.=173.796-26.2= 150.596м3/МПа*сут

Скв. №386: ∆Q.=7.42 -6.3=1.12м3/МПа*сут

Скв. №1106: ∆Q.=15.379-7.1= 8.279м3/МПа*сут

Скв. №1118: ∆Q.=13.224-11.8 =1.424м3/МПа*сут

Скв. №1122: ∆Q.=170.64-47.4 =123.24м3/МПа*сут

Скв. №1143: ∆Q.=120.54-44.1=76.44 м3/МПа*сут

Скв. №1153: ∆Q.=83.447 -37.6=45.847м3/МПа*сут

Скв. №1175: ∆Q.=17.48412.3 =5.184м3/МПа*сут

Скв. №1176: ∆Q.=11.856-10.9 =0.956м3/МПа*сут

Скв. №1182: ∆Q.=31.68 -20.2=11.48м3/МПа*сут

Скв. №2092: ∆Q.=22.82-17.1 =5.7272м3/МПа*сут

Скв. №2100: ∆Q.=53.223 -44.8=8.423м3/МПа*сут

Скв. №2101∆Q.=11.59 -12=-0.41м3/МПа*сут

Скв. №2108: ∆Q.=76.71-55.1= 121.615м3/МПа*сут

Скв. №2110: ∆Q.=116.10-45.5=70.609 м3/МПа*сут

Скв. №2120: ∆Q.=89.31-32.3= 57.11м3/МПа*сут

Скв. №2126: ∆Q.=41.85 -17.7=24.15м3/МПа*сут

Скв. №2147: ∆Q.=11.28 -6=5.28м3/МПа*сут 9

Скв. №109: ∆Q.=18.785 -10.4=8.385м3/МПа*сут

Скв. №326: ∆Q.=49.14 -32.3=16.84м3/МПа*сут

Скв. №361: ∆Q.=40.25 -27.6= 12.65м3/МПа*сут

Скв. №507: ∆Q.=72.64 -44.8=24.844м3/МПа*сут

Скв. №1117: ∆Q.=51.57 -44.7=6.87м3/МПа*сут

Скв. №1126: ∆Q.=50.80-41.3 =9.509м3/МПа*сут

Скв. №1146: ∆Q.=125.712 -41.3=84.412м3/МПа*сут

Анализ технологического режима скважин

Определения коэффициента газосодержания

G=176/((1-nв)*pn                                                                                           (8)

Скв.300 G=176/((1-0.06)*1145=0,16

Скв. 322 G=176/((1-0.8)*1116=0,79

Скв. 325 G=176/((1-0.6)*1184=0,37

Скв. 348 G=176/((1-0.33)*1124=0,23

Скв. 364 G=176/((1-0.2)*1170=0,18

Скв. 366 G=176/((1-0.6)*1122=0,39

Скв. 386 G=176/((1-0.05)*1170=0,16

Скв. 1106 G=176/((1-0.8)*1140=0,77

Скв. 1118 G=176/((1-0.6)*1112=0,39

Скв.1122 G=176/((1-0.86)*1121=1,12

Скв. 1143 G=176/((1-0.97)*1153=5

Скв. 1153 G=176/((1-0.05)*1145=0,16

Скв. 1175 G=176/((1-0.1)*1137=0,17

Скв. 1176 G=176/((1-0.05)*1170=0,15

Скв. 1182 G=176/((1-0.24)*1124=0,2

Скв. 2092 G=176/((1-0.08)*1170=0,16

Скв. 2100 G=176/((1-0.08)*1170=0,16

Скв. 2101 G=176/((1-0.14)*1170=0,17

Скв. 2108 G=176/((1-0.96)*1170=3,8

Скв. 2110 G=176/((1-0.96)*1130=3,9

Скв. 2120 G=176/((1-0.96)*1140=0,16

Скв. 2126 G=176/((1-0.04)*1137=0,16

Скв. 2147 G=176/((1-0.1)*1170=0,17

Скв. 109 G=176/((1-0.6)*1172=0,4

Скв. 326 G=176/((1-0.07)*1176=0,16

Скв. 361 G=176/((1-0.05)*1176=0,15

Скв. 507 G=176/((1-0.05)*1176=0,15

Скв. 1117 G=176/((1-0.63)*1138=0,47

Скв. 1126 G=176/((1-0.05)*1170=0,15

Скв. 1146 G=176/((1-0.07)*1176=0,16

Определение приведенного пластового давления

Рпрплср.кр.. (МПа)                                                                                     (9)

Рср.кр..= среднее критическое давление (≈ 2.56 МПа)

Скв.300 Рпр=13,8/2,56=5,4

Скв. 322 Рпр=15,2/2,56=5,9

Скв. 325 Рпр=12,8/2,56=4,88

Скв. 348 Рпр=14,6/2,56=5,7

Скв. 364 Рпр=13,4/2,56=5,2

Скв. 366 Рпр=13,2/2,56=5,1

Скв. 386 Рпр=13/2,56=5,07

Скв. 1106 Рпр=15,1/2,56=5,9

Скв. 1118 Рпр=14,7/2,56=5,7

Скв.1122 Рпр=15/2,56=5,89

Скв. 109 Рпр=10,9/2,56=4,25

Скв. 1153 Рпр=15,5/2,56=6,05

Скв. 1143 Рпр=14,7/2,56=5,74

Скв. 1176 Рпр=13,8/2,56=5,4

Скв. 1182 Рпр=14,4/2,56=5,65

Скв. 2092 Рпр=15,3/2,56=5,98

Скв. 2100 Рпр=13,7/2,56=5,4

Скв. 2101 Рпр=12,1/2,56=4,7

Скв. 2108 Рпр=13,7/2,56=5,4

Скв. 2110 Рпр15,7/2,56=6,1

Скв. 2120 Рпр=15,4/2,56=6,01

Скв. 2126 Рпр=11,4/2,56=4,45

Скв. 326 Рпр=11,5/2,56=4,5

Скв. 2147 Рпр=10,7/2,56=4,2

Скв. 1146 Рпр=10,5/2,56=4,1

Скв. 361 Рпр=14,9/2,56=5,8

Скв. 507 Рпр=15,1/2,56=5,9

Скв. 1117 Рпр=15/2,56=5,8

Скв. 1126 Рпр=17,3/2,56=6,8

Скв. 1175 Рпр11,8/2,56=4,6

Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамическим уровнем.

Нопт.=((ρпр – ρзат)*106)/( ρж*g). (М)                                                              (10)

ρзат – затрубное давление. (МПа)

g – ускорение свободного падения. (9,8)

Нопт.300=((13,8-0,14)* 106)/(1145*9,8)=1217,4

Нопт.322=((15,2-1,9) * 106)/(1116*9,8)=1216

Нопт.325=((12,8-1,19) * 106)/(1184*9,8)=1000,5

Нопт.348=((14,6-2,29) * 106)/(1124*9,8)=1117,5

Нопт.364=((13,4-2,12) * 106)/(1170*9,8)=983,8

Нопт.366=((13,2-1,74) * 106)/(1122*9,8)=1042

Нопт.386=((13-2,08) * 106)/(1170*9,8)=952

Нопт.1106=((15,1-0,62) * 106)/(1140*9,8)=1296

Нопт.1118=((14,7-2,78) * 106)/(1211*9,8)= 1254,9

Нопт.1122=((15-0,98) * 106)/(1121*9,8)= 1254

Нопт.1143=((14,7-0,79) * 106)/(1153*9,8)=1239

Нопт.1153=((15,5-1,31) * 106)/(1145*9,8)=1264,6

Нопт.1175=((11,8-2,57) * 106)/(1137*9,8)=828,4

Нопт.1176=((13,8-0,5) * 106)/(1170*9,8)=1159,9

Нопт.1182=((14,4-1,13) * 106)/(1024*9,8)=1322,3

Нопт.2092=((15,3-5,93) * 106)/(1170*9,8)=817,2

Нопт.2100=((13,7-1,69) * 106)/(1170*9,8)=1047,4

Нопт.2101=((12,1-1,94) * 106)/(1170*9,8)=886,1

Нопт.2108=((13,7-1,38) * 106)/(1170*9,8)=1074,4

Нопт.2110=((15,7-2,17) * 106)/(1130*9,8)=903,1

Нопт.2120=((15,4-0,63) * 106)/(1140*9,8)=1322

Нопт.2126=((14,4-1) * 106)/(1137*9,8)= 1202,5

Нопт.2147=((10,7-1,59) * 106)/(1170*9,8)=794,5

Нопт.109=((10,9-1,93) * 106)/(1172*9,8)=780,9

Нопт.326=((11,5-2,69) * 106)/(1176*9,8)=764,4

Нопт.361=((14,9-1,87) * 106)/(1176*9,8)=1130

Нопт.507=((15,1-1,87) * 106)/(1176*9,8)=1147,5

Нопт.1117=((15-1,6) * 106)/(1138*9,8)=1201

Нопт.1126=((17,3-1,18) * 106)/(1170*9,8)=1406

Нопт.1146=((10,5-0,3) * 106)/(1176*9,8)=885

Определение фактической глубины спуска насоса под динамическим уровнем.

hф = L - Hд. (м)                                                                                             (11)

L - глубина спуска насоса (м)

Нд - динамическая высота (м)

hф 300= 1250-1121=129 (м)

hф 322=949-338=611. (м)

hф 325=983-590.=393 (м)

hф 348=1176-946=230 (м)

hф 364=1197-1039.=158 (м)

hф 366=797-510=287 (м)

hф 386=1100-817 =283 (м)

hф 1106=1003-370.=633 (м)

hф 1118=1014-902=112 (м)

hф 1122=847-159.=688 (м)

hф 1143=995-471=524 . (м)

hф 1153=996-786.=210 (м)

hф 1175=1249-977=272 (м)

hф 1176=1150-1101=49 (м)

hф 1182=1219-891=328 (м)

hф 2092=1209-978=231 (м)

hф 2100=1184,7-1054=130,7 (м)

hф 2101=1360-1068=292 (м)

hф 2108=1002-436=566 (м)

hф 2110=996-188=880 (м)

hф 2120=1004-431=573 (м)

hф 2126=1000-798=202 (м)

hф 2147=1195-772=420 (м)

hф 109= 964-880=84 (м)

hф 326=940-861=79 (м)

hф 361=1240-940=300 (м)

hф 507=983-888=95 (м)

hф 1117=988,3-809=179,3 (м)

hф 1126=1039-909=130 (м)

hф 1146=1020-650=370 (м)

Определение разности м/д оптимальной и фактической глубины погружение насоса

3,hопт.-hф . (м)                                                                                           (12)

h300=1217,4-129=1088,4. (м)

h322=1216-611=605. (м)

h325=1000,5-393=607,5 (м)

h348=1117,5-230=887,5. (м)

h364=483,8-158=280,8 (м)

h366=1042-287=755 (м)

h386=952-283=669 (м)

h1106=1296-633=633 (м)

h1118=1254,9-11=1243,9 (м)

h1122=1254-688=566 (м)

h1143=1239-524=715 (м)

h1153=1264,6-210=1054,6 (м)

h1175=828,4-272=556,4 (м)

h1176=1159,9-49=1110,9 (м)

h1182=1322,3-328=994,3 (м)

h2092=817,2-231=586,2 (м)

h2100=1047,4-130,7=916,7 (м)

h2101=886,1-292=594,1 (м)

h2108=1074,4-566=508,4 (м)

h2110=903-880=23 (м)

h2120=1322-573=749 (м)

h2126=1002,5-202=800,5 (м)

h2147=794,5-420=374,5 (м)

h3109=780,9-84=696,9 (м)

h326=764,4-79=685,4 (м)

h361=1130-300=830 (м)

h507=1147,5-95=1052,5 (м)

h1117=1201-179,3=1021,7 (м)

h1126=1406-130=1276 (м)

h1146=885-370=515 (м)

Определение коэффициента подачи насоса

η=Qф/Qт                                                                                                        (13)

η300=3,1/6,9=0,4

η 322=15,3/41,3=0,37.

η 325=5,7/6=0,95

η 348=.4,9/13=0,38

η 364=2,2/8,7=.0,25

η 366=21/26,2=0,8

η 386=3,5/6,3=.0,5

η 1106=6/7,1=.0,84

η 1118=4/11,8=0,34

η 1122=43,5/47,4=.0,76

η 1143=0/44,1=0

η 1153=17,6/37,6=0,47

η11175=6/12,3=0,49

η 1176=0,2/10,9=0,02

η 1182=18/20,2=0,89

η 2092=6,5/17,1=0,38

η 2100=9/44,8=0,2

η 2101=7/12=.0,58

η 2108=25,6/55,1=0,46.

η 2110=31,2/45,5=0,69

η 2120=25,1/32,3=0,78

η 2126=11,9/17,7=0,67

η 2147=4,1/6=0,68

η 109=0/10,4=0

η 326=0/32,3=0

η 361=14/27,6=0,5

η 507=20,2/47,8=0,42

η 1117=15,8/44,7=0,35

η 1126=0/41,3=0

η 1146 =20/41,3=0,48

Выбор оборудования по скважине № 300

Для расчета возьмем скважину № 300

  1.  Определяем планируемый отбор жидкости (при n=1)

Q=K*(Pпл-Pзаб)n                                                                                            (14)

Q=0,65*(13,8-3,2)=6,89 т/сут

  1.  Определяем теоретическую производительность установки (при n=0,6-0,8)

Qт=Q*103/ρж* η                                                                                             (15)

Qф - фактический дебит

η – коэффициент подачи насоса

ρж – плотность жидкости

Qт=3,1*103/1145*0,4=1,08 м3/сут

Определяем глубину спуска насоса под динамический уровень.

L=Hф-((Pзаб-Pпр)*106)/(ρж*g)   (м)                                                                (16)

Нф  – фактическая глубина (м).

Рпр – приведенноедавление (МПа).

L = 1250-((3,2-5,2)* 106)/(1145*9,8)=1428 (м).

Выбираем тип СК.

По диаграмме Адонена А. М. выбираем тип станка-качалки.

6СК-6-2.1-2500

dнас=32 мм

6 - номер модели СК.

6 - доступная нагрузка на головку балансира.

2.1 - максимальная длина хода полированного штока.

2500 - максимальный крутящий момент на валу электродвигателя.

Выбираем диаметры.

dнас =28 мм, НКТ = 48 мм, толщина стенки = 4 мм

Определяем число качаний балансира.

n=Qф * 104 / 1440 * F * S * ή * ρж                                                              (17)

Qф – фактический дебит

F – площадь поперечного сечения плунжира

S – длина хода плунжира

ή – коэффициент подачи

ρж – плотность жидкости

F = п d2/ 4                                                                                                      (18)

d – диаметр насоса.

F = 3.14 *0.0282 / 4  = 0,0006154 (м2)

n = 3,1 * 103 / 1440 * 0.0006154 * 2.1 * 0,4*1145=1,3

Определяем мощность электродвигателя.

N= 0,0409* π * D2пл * S * n * ρж  * ġ * Н * η* K (кВт)                               (19)

Dпл - диаметр плунжера.

S – длина хода полированного штока.

n – число двойных качаний в минуту.

ρ – плотность откачиваемой жидкости.

Н – высота подъема жидкости.

η – коэффициент подачи.

К - коэффициент, учитывающий степень уравновешенности станка качалки.(К=1.2 для уравновешенного и К=3.4 для неуравновешенного станка качалки).

N = 0.0409*3.14*0,0282 * 2,1*1,3*1145*9,8*1250*0.4*1,2=1,8 (кВт).     (20)


3 СПЕЦ. ВОПРОС

Применение против АСПО скважинных магнитных аппаратов типа МАС

Один из наиболее неблагоприятных факторов при эксплуатации скважин является отложение асфальто-смолисто-парафинистых веществ (АСПО) и высокая вязкость добываемой продукции. АСПО представляет собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтенов и минеральных примесей в маслах и смолах. Состав этих суспензий зависит от свойств и состава исходной нефти. АСПО имеют свойства твердых аморфных тел, которые, откладываясь в призабойной зоне пласта, на нефтепромысловом оборудовании и трубах, приводят к падению производительности системы, снижению эффективности работы скважин вплоть до полной их остановки.

Наиболее распространенные методы воздействия на АСПО применяются либо для предотвращения их выпадения, либо для уничтожения (растворения, удаление из системы) и делятся на четыре группы:

 - механическое удаление АСПО с поверхности труб и оборудования;

 - нанесение защитных покрытий на поверхности труб и оборудования;

 -  химическая обработка скважин;

 -   тепловая обработка скважин;

 -  магнитная обработка.

Технология применения магнитного аппарата

В настоящее время в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами для очистки штанг и внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, используется способ очистки растворителем ФЛЕК Р- 017, а так же подъемом

штанг из насосно-компрессорных труб на поверхность с последующей очисткой паром, что ведет к загрязнению окружающей среды и связывает со значительными затратами средств и времени.

Технология применения магнитных аппаратов (MAC)

Использование МАС дает следующие преимущества:Продолжительность работы магнитного аппарата от 5 и более лет.

Не требует затрат в какой-либо форме, ни затрат на энергию в любой форме,ни использования каких-либо химических элементов.

Экологически безопасен.

Магнитный аппарат представляет собой цилиндр — длиной 1600 мм, снаружным диаметром 108 мм и внутренним диаметром от 50 до 60 мм.

С обоих сторон оборудован патрубками с муфтами из НКТ, диаметром 60 мм, длиной 50 мм — для крепления в колонне НКТ.

Добываемая жидкость, проходя через магнитный аппарат подвергается омагничиванию. Магнитная активация приводит к изменению межмолекулярных взаимодействий в нефти и появлению новых свойств (происходит изменение динамики роста кристаллов парафина, вследствие чего нарушаются связи  между ними, ведущие к образованию и росту более крупных образований). По лабораторным данным магнитная память может сохраняться от нескольких часов до суток и является функцией, пропорциональной напряженности магнитного поля — с чем мы и столкнулись в период испытаний.

Основная и первопредложенная схема компоновки магнитного аппарата

на глубинном оборудовании — это схема- колонна НКТ  насос - 1-2 НКТ — магнитный аппарат - НКТ (по необходимости) - фильтр.

Но намагниченная жидкость, проходя через клапана насоса теряла часть магнитной памяти (турбулизация), и была предложена другая схема компоновки: колонна НКТ - магнитный аппарат - насос - НКТ (по необходимости) - фильтр - штанга КанаРосс (на длину хода штанги в магнитном аппарате.

Основным критериями подбора скважин под оснащение магнитными аппаратами следующие:

1. Отложение парафина на глубинном оборудовании.

2. Величина МОП.

3. Величина МРП.

4. Подъездные пути.

Рисунок 3 – Магнитный аппарат

Требования и рекомендации по установке и эксплуатации магнитных аппаратов типа МАС в добывающих скважинах

Для нормальной работы МАС в скважине требуется полная очистка и промывка всего оборудования до забоя (лучше растворителем, а после длительной работы без промывки или длительного простоя - лучше механическая очистка стенок эксплуатационной колонны );

Скважина должна быть работающей с систематически контролируемыми параметрами;

Рекомендуется устанавливать МАС в "неблагополучные" скважины с неустойчивым режимом работы (т.е. с низким коэффициентом эксплуатации и требующие частых промывок и очисток);

Не рекомендуется устанавливать один МАС в скважину с дебитом около 3 м3/сут (возможен недостаток магнитной памяти);

Магнитный аппарат устанавливается в колонну НКТ на заданную глубину: выбирать по возможности прямой участок ствола скважины (основная схема установки МАС в колонну НКТ).

При установке МАС в колонну НКТ разрешается зажимать инструментом только корпус МАС и категорически запрещается зажимать фланцы и кожух (утолщенную среднюю часть) МАС;

Запрещается наносить удары, например, кувалдой по корпусу и кожуху МАС;

Категорически запрещается нагревать МАС выше 50 0С (оберегать МАС от воздействия пара  и нагрева прямыми солнечными лучами);

При установке МАС стрелка на кожухе должна указывать вверх (при повторном спуске вверх должен быть направлен торец МАС с

рисками на внутренней поверхности МАС  (См. приложение 1 и 2).

Таким образом, рассмотрев технологию магнитной обработки нефтепромысловых флюидов, и, сравнив полученные результаты работы скважин до внедрения магнитных аппаратов и после, напрашиваются следующие выводы: использование магнитных аппаратов дает возможность:

1. Стабилизировать работу скважины.

2. Сократить технологические работы (промывка, ПРС), тем самым увеличить МОП, МРП.

3. Отпадает необходимость в поддержании подъездных путей для проведения профилактических операций и операций вывода скважин из простоя.

Задачи:

1. Провести исследовательские работы и работу с химической лабораторией по определению параметров, свойств жидкости, скважин - для более точного подбора критериев эффективной работы магнитных аппаратов (такие составляющие, как вязкость, содержание смол, асфальтенов, газонасыщенность, наличие парафина, обводненность).

2. Провести испытания магнитного аппарата по схеме установки (МАС выше насоса), по специально изготовленной штанге, исключающей прилипание к магнитному аппарату (проводимые испытания со стандартной штангой КоНаРоса результта не дало — обрыв штанг).


4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА

Главная цель деятельности предприятия – получить наилудший результат с меньшими затратами.

Произведем расчет экономической эффективности от применения Магнитных аппаратов на Шагиртско – Гожанском месторождении.

Для расчета эффективности применения магнитных аппаратов в качестве примера взяты скважины № 137, 338                                         


4.1 Расчеты экономической эффективности внедрения МАС на Шагиртско – Гожанском месторождении.

Таблица 1 - Исходные данные

Наименование

Ед.изм.

До прим.

После

прим.

Кол-во скважин, оборудованных МАС, взятых для расчёта

Скв.

3

Среднесуточный дебит скважин

т/сут

43,7

43,7

Наработка

сут

230

316

Кол-во ПРС на 1 скважину

рем.

2,31

1,23

Кол-во промывок на 1 скважину в год

опер.

2,4

1

Цена реализации 1 т нефти

руб

1900

1900

Стоимость 1 ПРС

т.руб

76,488

Средняя продолжительность 1 ПРС,в  сутки

сут

2,45

Стоимость 1 промывки теплоносителем

руб

30000

Стоимость МАС

100000р

Продолжительность промывок

часах

4

4

Количество промывок  до внедрения МАС – 4 в месяц, после внедрения – 2,6

Количество ПРС до внедрения МАС – 2,3 после 1,23

Таблица 2 Скважины с внедренными магнитными аппаратами

№ скв

Месторождение

Qф.н, т

Пласт

Стоимость МАС, тыч.руб

137

Шагиртско-Гожанское

2

С2b

100

338

Шагиртско-Гожанское

3,3

С2b

100

Среднесуточный дебит 20.5/2= 10.25 т. сут

Снижение затрат на промывки в месяц:

Пдо - Ппосле= 4 - 2.6 = 1.4 промывок в месяц.

Спр= 30000 руб

Снижение промывок в год:

1.4*12 = 16.8 промывок.

Снижены затраты на промывках:

(16.8*30000)*2= 1008000руб.

Снижение затрат на ПРС:

Снижение количества ПРС на 2 скважины:  

(2.3 -1.23)*2 = 2.14

Снижение стоимости ПРС на 4 скважины.

1.07*2*76.488=163.687 руб

Суммарное снижение затрат на ПРС и промывках:

1008000+163.687= 1171684руб

Затраты на внедрение МАС на 2-х сважинах:

Стоимость + ПРС = (100000+76488)*2= 172976 руб

Получение дополнительный нефти после внедрения МАС на 2-х   скважинах за счет  снижения ПРС и промывок.

Снижение простоев скважин за счет уменьшения ПРС.

Снижены простои:

2.32*2.45=5.24сут или 125.8час

Экономия нефти: 5.24 сут*1.7 т.сут =8.908 т/сут

Рыночная стоимость  нефти, сэкономленной на ПРС:

8.908 т/сут*4800руб = 42758руб

Получение дополнительный нефти на снижение числа промывок.

Снижение промывок на 2сважины.

(2,4-1)*2 = 2.8 промывок

В год: 2.8 *4час=11.2сут или 268.8час.

За это время добыто дополнительно из 2-х сважин:

(11,2сут*1,7 т/сут)*2= 38,08 т.нефти

Рыночная стоимость нефти, сэкономленной на промывках:

38,08 т. Нефти*4800= 182784 руб

Определение сэкономленных средств:

Э на ПРС и промывках + Энфти за счет снижения ПРС + Энефти за

счет снижения промывок:

1.171.684+42.758+182.784=1.397.226 руб.

Суммарная экономия за сутки:

1.397.226руб / 365= 3800 руб.

Окупаемость.

172.976/3800=45.5 дней≈ 3 месяца

Экономический эффект

Рисунок 4 - диаграмма

4.2 Обоснование реализации спец.вопроса

Вывод:

Исходя из вышепроизведенных расчётов, получены следующие результаты от установки МАС на скважинах Шагиртско-Гожанского  месторождения:

- суммарная экономия в год внедрения МАС – 1.400.000руб

- затраты на внедрение МАС – 200.000 руб

- прибыль 1.400.000руб

- экономия за счет увеличения МОП по 2-м  скважинам – 1.008.000руб;

- экономия за счет увеличения МРП – 163.700 руб


5 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

5.1 Охрана недр и окружающей среды

С целью охраны воздушного бассейна применяется герметичная система сбора и транспорта нефти и газа, что исключает соприкосновение нефти с атмосферой на всём её пути от скважины до пунктов подготовки или сдачи нефти Устья скважин оборудуются сальниковыми уплотнителями типа СУСТ-2на давление 4.0 Мпа. Предусматривается утилизация попутного газа. Все технологические процессы автоматизированы, что обеспечивает защиту оборудования при повышении или понижении давления в системах и аварийную сигнализацию на оперативный пункт цеха добычи нефти и газа. Система очистки пластовых и сточных вод закрытая. С целью охраны и рационального использования водных ресурсов рекомендуется осуществлять закачку сточных вод в пласты.

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятия, направленных на предотвращение безвозвратных потерь в недрах вследствие низкого качества проводки скважин, приводящих к преждевременному обводнению дегазации пластов, перетоков жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушение нефтесодержащих пород, нарушения прочности колонны и цемента за ней и других последствий, ухудшающих состояние недр. На месторождении предусмотрена конструкция скважин и технология бурения, которые обеспечивают предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов ствола скважин, изоляцию водоносных пластов и герметичность колонн, высокое качество их цементирования. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин в соответствии с проектом должна осуществляться при заданных давлениях на устье, при заданных депрессиях на эксплуатируемый пласт с целью предотвращения разрушения призабойной зоны.

Предусматривается перевод скважин на другие горизонты при обводнении или по техническим причинам.

Скважины, которые не могут быть использованы при дальнейшей разработке, ликвидируются с соблюдением всех соответствующих правил и инструкций.

С целью охраны рационального использования земель бурение ведется кустовым способом. Нарушенные при строительстве земли должны быть рекультивированы, освоены новые земли взамен изымаемых под постоянное пользование.

Для снижения коррозии трубопровода, объектов сбора и транспорта нефти и нефтяного газа предусматривается периодическая закачка ингибитора коррозии.

Все мероприятия направлены на наиболее полное использование природных ресурсов без нанесения ущерба недрам и окружающей среде.

5.2 Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации УШГН

  1.  Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей его с деталями вышки или мачты, а также фундамента и грунта.
  2.  Устье скважины должно быть оборудовано устьевой арматурой, позволяющей отбирать газ из затрубного пространства и проводить исследовательские работы.
  3.  Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 м.
  4.  При набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специальным зажимом.
  5.  Устьевой сальник скважины с возможными фонтанными проявлениями должен иметь конструкцию, позволяющую безопасно менять набивку.
  6.  При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески полированного штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
  7.  Установку противовесов на балансире разрешается производить при соединенном балансире с кривошипно-шатунном механизмом и сальниковым штоком.
  8.  Балансирные противовесы станков-качалок должны состоять из секций весом не более 40 кг каждая и быть надежно закреплены.
  9.  Канатная и цепная подвески должны сниматься и надеваться специальным приспособлением с пола или с переносных лестниц, площадок.

10. При уравновешивании станка-качалки, перестановке пальцев кривошипов
и динамометрировании для фиксации требуемого положения балансира
следует пользоваться тормозными устройствами.

Указанные работы запрещается производить при неисправном тормозе станка-качалки.

  1.  Подвеска головки балансира должна соединяться с полированным штоком специальным приспособлением.
  2.  Запрещается поворачивать шкив станка-качалки вручную и тормозить его путем подкладывания трубы, лома или других предметов в спицы.
  3.  При перестановке или смене пальцев кривошипно-шатунного механизма шатун следует надежно крепить к стойке станка- качалки, а на сальниковый шток следует устанавливать зажим.
  4.  Еженедельно следует проверять надежность болтовых, шпоночных соединений станков-качалок. Эти работы проводятся при остановленных, заторможенных станках-качалках и вывешенном на отключающем устройстве предупредительном плакате "Не включать - работают люди".
  5.  Запрещается проходить под балансиром работающего станка-качалки.
  6.  Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что редуктор станка-качалки не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей, и только после подачи сигнала о пуске включать станок-качалку в работу.
  7.  При посторонних стуках в частях оборудования станка- качалки следует немедленно остановить станок-качалку и сообщить мастеру.
  8.  До начала ремонтных работ на скважине, оборудованной ручным, автоматическим или дистанционным запуском станка-качалки, привод должен быть отключен, а на отключающем устройстве вывешен плакат "Не включать - работают люди".
  9.  На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью "Внимание Пуск автоматический". Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.
  10.  Пусковое устройство станка-качалки должно находиться непосредственной близости от тормоза.

5.3  Противопожарные мероприятия

Вся территория производственных объектов бурения скважин и добычи нефти и газа, установки для сбора, хранения, транспорта нефти и газа, а также производственные помещения должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

Не допускать замазучивания производственной территории и помещений, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВ и ГЖ) мусором и отходами производства, сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава и т.д. должны убираться, а место разлива ГЖ и ЛВ должны также тщательно убираться и засыпаться сухим песком или грунтом. Вокруг площадок и пожаро- и взрывоопасных объектов и сооружений, расположенных на территории нефтегазодобывающего предприятия, периодически должна скошиваться трава в радиусе не менее 5м.

Дороги к сооружениям, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения нельзя загромождать и использовать для складирования материалов, деталей, оборудования.

У пожарных гидрантов необходимо установить надписи указатели, позволяющие быстро определить место их расположения.

В пожаровзрывных объектах, цехах, складах, и на их территории курение запрещается. В таких местах должны быть вывешены предупредительные надписи «Курение запрещается».

На территории предприятия, за исключением мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной, запрещается разведение костров, выжигание травы, нефти.

Не применяйте для освещения пожароопасных и взрывоопасных производственных установок источники открытого огня.

Строго следить за герметичностью оборудования (особенно фланцевых

соединений и сальников). В случае обнаружения пропусков примите меры к их устранению.

Отогревание замерзшего оборудования производится только паром или горячей водой. Применение открытого огня запрещается.

У каждого телефона аппарата должны быть вывешены специальные таблички с указанием номера телефона пожарной части для вызова ее при возникновении пожара.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Нефтяная промышленность занимает одно из наиболее прогрессивных мест в мире.

Для развития нефтегазодобывающей промышленности, необходимо создание   современной технологии и техники промыслового сбора.

Выполненный дипломный проект заключает в себе геологические данные месторождения, его структуру и физико-химические свойства. Также в нем содержатся данные по расчетам, связанных с добывными возможностями скважин оборудованных УШГН, их технологическими возможностями,  применение магнитного аппарата для борьбы с АСПО. По данным этих расчетов осуществляется выбор оборудования для каждой скважины. Оборудование должно значительно повышать работу объекта добычи нефти.

Важнейшей частью дипломного проекта являются расчеты, так как, без них не возможно узнать параметры скважин, по которым задается режим работы скважин.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989;

2. Архив ЦДНГ-3 ( Технологические режимы работы добывающих скважин)

3. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990;

4. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1983. Покрепин Б.В

5. Правила безопасности в нефтегазовой промышленности

6.  Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие. Волгоград: Издательство «Ин-Фолио».


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

1373. Влияние типов вируса папилломы человека на течение ювенильного респираторного папилломатоза 92 KB
  Организация статистического исследования. Заболеваемость ЮРП у детей. Карта сбора материала для детей, страдающих ЮРП. Распределение детей, страдающих ЮРП, по полу и методу лечения. . Статистические методы использованные для анализа материала.
1374. Вирішення економічних задач за допомого електронних таблиць 84.5 KB
  Обчислення в електронних таблицях. Моделювання математичних процесів. Моделювання розгалужених процесів. Моделювання циклічних процесів. Моделювання обчислень в економічних задачах табличного вигляду.
1375. Вычислительная техника 111 KB
  Возвращаем массив битов в место вызова функции. Сложение в двоичном коде уже преобразованных чисел. Перевод двоичного числа в десятичное представление. Количество битов в двоичном представлении числа.
1376. Конструктивное планирование жилого здания 174 KB
  В основе будущих жилых комплексов лежит идея открытого пространства. Здесь важнейшую роль играет солнечный свет, он создает настроение. За счет трансформации размеров здания и планировки (изменено соотношение глубины и ширины квартиры) свет максимально проникает во все точки ее пространства.
1377. Проектирование общежития 126.5 KB
  Изыскания выполнены для стадии рабочий проект с целью выяснения геологического строения и гидрогеологических условий площадки. Наружные сети по водоснабжению и канализации зданий общежитий запроектированы на основании Техусловий на водоснабжение
1378. Дакументы i матрыялы па гiсторыi паустання 1863-1864 гг. у Беларусi 161 KB
  Ход паустання, яго асаблiвасцi i уплыу на палiтыку царызма на Беларусi. Значэнне дзейнасцi К. Калiноўскага. Рэвалюцыйныя дакументы i матэрыялы паустання 1863-1864. Задача курсавой работы заключаецца у аналiзе падзей, дакументау i матрыялау гiсторыi паустання 1863-1864 гг. у Беларусi. Задача даследвання дазваляе дасягнуць мэты курсавой работы.
1379. История Китайской цивилизации 158 KB
  Возникновение Китайской цивилизации. Объединение Китая, Империя Цинь. Китай в период правления династии Хань. Китай в период династий Суй и Тан. Первые контакты с европейцами. Обострение социальных противоречий. Манчжурское завоевание и падение династии Мин.
1380. Создание приложений с информационной базой данных 140.5 KB
  Выбор состава технических и программных средств. Обоснование управления реляционной базой данных с помощью SQL. Описание БД, содержащей сведения о файлах и справочную информацию с промежуточными результатами поиска. Описание процедуры, определяющей выбранные критерии поиска.
1381. Прием гостей и ведическое гостеприимство 171.5 KB
  Смыслом данной работы является скромная попытка научить преданных, занимающихся прием гостей. Цель такого служения состоит в создании в храме для ново прибывших атмосферы Вайкунтхи, чтобы они позднее вошли в систему кураторов и могли быть заняты разнообразным преданным служением.