Стратиграфия и тектоника Шагирстко-Гожанского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Анализ добывных возможностей скважин. Эффективность внедрения магнитных аппаратов на месторождении.
Аннотация к работе
Повышение фондоотдачи основных промышленно-производственных фондов (скважины: добывающие и нагнетательные)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. 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. 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. Соотношение структурных планов на Гожанском и Шагиртском поднятиях можно изобразить следующей схемой: Гожанское поднятие - Дкм = С1 = С2 - Р.Шагиртское поднятие - Дкм / С1 = С2 - Р. 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.
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, утвержденным.
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: села 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
Представлены 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/т
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/т
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/т
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/т
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/т
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/т
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/т
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/т
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/т
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
Конструкцией скважины называется расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, Глубины установки, высоты подъема закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется 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
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 подъемные 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 ее 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 путем 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 счет 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/(Рпл-Рзаб) 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)
N= 0,0409* ? * D2пл * S * n * ?ж * g * Н * ?* K (КВТ) (19)
Dпл - диаметр плунжера.
S - длина хода полированного штока. n - число двойных качаний в минуту. ? - плотность откачиваемой жидкости.
Н - высота подъема жидкости. ? - 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, с наружным 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
Список литературы
Исходя из вышепроизведенных расчетов, 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 всем ее 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
Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей его с деталями вышки или мачты, а также фундамента и грунта.
Устье скважины должно быть оборудовано устьевой арматурой, позволяющей отбирать газ из затрубного пространства и проводить исследовательские работы.
Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 м.
При набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специальным зажимом.
Устьевой сальник скважины с возможными фонтанными проявлениями должен иметь конструкцию, позволяющую безопасно менять набивку.
При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески полированного штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
Установку противовесов на балансире разрешается производить при соединенном балансире с кривошипно-шатунном механизмом и сальниковым штоком.
Балансирные противовесы станков-качалок должны состоять из секций весом не более 40 кг каждая и быть надежно закреплены.
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.
Подвеска головки балансира должна соединяться с полированным штоком специальным приспособлением.
Запрещается поворачивать шкив станка-качалки вручную и тормозить его путем подкладывания трубы, лома или других предметов в спицы.
При перестановке или смене пальцев кривошипно-шатунного механизма шатун следует надежно крепить к стойке станка- качалки, а на сальниковый шток следует устанавливать зажим.
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".
Запрещается проходить под балансиром работающего станка-качалки.
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.
При посторонних стуках в частях оборудования станка- качалки следует немедленно остановить станок-качалку и сообщить мастеру.
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".
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.
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, 2009.
2. Архив ЦДНГ-3 (Технологические режимы работы добывающих скважин).
3. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 2010.
4. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 2014. Покрепин Б.В.
5. Правила безопасности в нефтегазовой промышленности.
6. Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие. Волгоград: Издательство «Ин-Фолио».