Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, и мероприятия по увеличению МРП скважин на примере Аллагуловского месторождения - Дипломная работа

.3 Состав и физико - химические свойства флюидов2.1 Краткий анализ состояния разработки эксплуатационных объектов2.4 Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ3.1 Подбор оборудования для эксплуатации шсну. расчет параметров работы и надежности ШСНУМаксимальная глубина скважины, пробуренной на месторождении, составляет 2408 метр (скважина номер 160), где вскрыты рифейские отложения протерозоя. Между залежами нефти верейского горизонта и башкирского яруса залегают глины, толщиной 7,6-15,1 метра (в среднем 9,4 метра), которые являются региональным разделом по всей Мелекесской впадине. Выше залегает пачка глин (толщина 3,4-12 метра, в среднем 6,3 метра), которая еще выше по разрезу вновь переходит в пласт органогенных и органогенно-обломочных известняков (промышленный нефтяной пласт А2). На Аллагуловском куполе, в районе скважины 40, в пласте А1 по геофизическим данным коллектор отсутствует, в скважине 41 характер насыщения коллектора (1,6 метра) определить не удалось. Неоднократные опробования перфорацией интервала 1496,5-1500,5 (1420,4-1424,4) метра (приток пластовой воды) и 1467-1489 (1390,9-1412,9) метра (приток жидкости дебитом 3,1 м3/сутки, из них нефти 0,98 м3/сутки) показали отсутствие промышленных запасов нефти в пласте В1 турнейского яруса.Разработка пласта А4 - одного из основных объектов разработки Аллагуловского месторождения - начата в 1991 году скважиной номер 3 Южно-Аллагуловского купола. По Аллагуловскому куполу пласт введен в эксплуатацию в 1996 году скважиной номер 40. В 1997 году Татарским геологическим управлением (Казанская геологическая экспедиция) была составлена работа "Технологическая схема разработки Аллагуловского месторождения Ульяновской области". На ЦКР Минтопэнерго представленный проектный документ утвержден в качестве технологической схемы опытно-промышленной разработки Аллагуловского месторождения со следующими принципиальными положениями: 1) выделение на Аллагуловском куполе в качестве основного эксплуатационного объекта залежей нефти бобриковского горизонта и в качестве возвратного объекта - залежей верейского горизонта и башкирского яруса; Скважина 39 вступила в эксплуатацию на пласт Б2 с начальным дебитом нефти 3,5 т/сутки при обводненности 18,7 процента и проработала на пласт менее 5 месяцев после чего была введена в консервацию.По состоянию на 1.01.2010 года в целом по месторождению пласт А4 разрабатывается 16 скважинами, из них только на пласт А4 работают 5 скважин. В ликвидации находятся 2 скважины или 11 процентов от действующего добывающего фонда. В 2010 году скважины работали с дебитами по нефти от 1 т/сутки до более 10 т/сутки. Насосы типа 25-175-THM и 25-175-RHAM установлены в 11,8 процента скважинах, а насос типа 25-125-THM - в 5,9 процента скважинах. К "песочным" скважинам откосят скважины с содержанием песка более 1 г/л.Согласно расчетам распределения давления в стволе скважины давление приема насоса (Рпр = 4,2 МПА) находится на глубине Нсп = 1224 метра. Определим расход газожидкостной смеси при давлении, равном давлению приема насоса: Qcm (Рпн) = Qж (Рпн) Vгв (Рпн); (3.1.1) Выбираем насос 25-125-RHAM со II группой посадки и клапанными узлами обычного исполнения, так как глубина подвески насоса менее 1224 метра, вязкость откачиваемой средняя и средняя температура на приеме насоса 294,56 градусов по цельсию. Давление на глубине спуска насоса Lн определяем по кривой распределения давления в НКТ. Рассчитаем характеристики продукции, поступающей из насоса в колонну при ходе нагнетания по формулам, использованным в первом пункте: вн (Рвн) = 1 (1,169-1) [(1,7-0,1) / (3,9-0,1)] 0,25 = 0,868 вж (Рвн) = 0,868 (1-0,78) 1?0,78 = 1,14В ходе выполнения итогового аттестационного проекта рассмотрены все методы и способы борьбы с парафином применяемые в ОАО "Ульяновскнефть" Аллагуловского м-ия. Рекомендации для применения того или иного способа борьбы с парафином необходимо осуществлять для каждой конкретной скважины, основываясь на сведениях о ее эксплуатации, анализируя затраты на проведение профилактических работ, причем приоритетным является такой метод, который является самым эффективным и экономически выгодным, не требующим больших затрат. Для защиты подземного оборудования от АСПО на скважинах оборудованных скребками-центраторами необходимо установить длину хода полированного штока не менее 1,6 м., при этом число качаний головки балансира уменьшится, что приведет к меньшему износу глубиннонасосного оборудования. При этом необходимо учитывать: экономическую и технологическую эффективность данного метода; количество выполненных подземных ремонтов по причине АСПО при использовании данного метода; область возможного применения и степень изученности данного метода; физико-химическая характеристика добываемой жидкости и технологический режим эксплуатации скважин. Выявлять следствия отложений АСПО на глубинно-насосном оборудовании с классификацией по признакам: отложения АСПО являются основной причиной подземного ремонта, отложе

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Краткая характеристика геологического строения промыслового объекта

Обозначения и сокращения

Введение

Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 процентов действующего фонда скважин в ОАО НГДУ "Ульяновскнефть”. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

Факторов влияющих на работу ШСНУ много: начиная от конструкции скважины, до процессов, проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы ШСНУ. Особенно актуальна эта задача для рассматриваемого в работе Аллагуловского нефтяного месторождения.

Целью представленной работы является анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ и мероприятия по увеличению МРП скважин.

Основной целью предлагаемой работы является выявление основных причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ, подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ, расчет параметров работы ШСНУ, а также направления совершенствования эксплуатации ШСНУ и предлагаемые мероприятия.

Для решения поставленных задач были использованы такие методы исследования как, теоретический анализ отечественной литературы, условия эксплуатации ШСНУ и расчет параметров работы и надежности ШСНУ.