Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, и мероприятия по увеличению МРП скважин на примере Аллагуловского месторождения
Содержание
Введение
1. Геологический раздел
1.1 Краткая характеристика геологического строения промыслового
объекта
1.2 Характеристика емкостно-коллекторских свойств продуктивных
отложений
1.3 Состав и физико - химические свойства флюидов
2. Технико-технологический раздел
2.1 Краткий анализ состояния разработки эксплуатационных объектов
2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин
2.3 Обобщение основных факторов влияющих на эксплуатацию скважин
ШСНУ на промысловом объекте
2.4 Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ
2.5 Исследование скважин, оборудованных шсну. типичные динамограммы
скважин промыслового объекта. периодичность проведения исследования
3. Расчетный раздел
3.1 Подбор оборудования для эксплуатации шсну. расчет параметров
работы и надежности ШСНУ
3.2 Направления совершенствования эксплуатации шсну предлагаемые
мероприятия
3.3 Расчет прелагаемого метода увеличения мрп скважин
3.4 Выводы и рекомендации по дальнейшей эксплуатации скважин ШСНУ
Заключение
Литература
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.
1.
Геологический раздел
1.1 Краткая
характеристика геологического строения промыслового объекта
В административном отношении Аллагуловское нефтяное
месторождение расположено на территории Мелекесского района Ульяновской области
в 30 километров к востоку от города Димитровграда. Стратиграфическое
расчленение разреза произведено согласно унифицированной стратиграфической
схеме Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП, 1988 год), принятой на
заседании межведомственного стратиграфического комитета (МСК) в 1988 году.
В целом геологический разрез месторождения является типичным
для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и по этой
причине приводимые ниже литолого-стратиграфические характеристики изложены в
сокращенном виде.
Геологический разрез месторождения изучен по материалам 22
поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. В геологическом строении
месторождения принимают участие отложения девона, карбона, перми, юры, неогена
и четвертичные.
Архейский кристаллический фундамент непосредственно на
территории Аллагуловского месторождения не вскрыт. Его описание приводится по
соседней скважине номер 2 Северо-Филипповской, расположенной к западу от
месторождения. Глубина вскрытия кристаллического фундамента составляет 2431
метр. Он представлен красноцветными биотит-плагиоклазовыми гранитами,
гранодиоритами и гранитогнейсами. Вскрытая толщина составляет 59 метр. На его
поверхности залегают сильно метаморфизованные породы протерозоя (рифея).
Максимальная глубина скважины, пробуренной на месторождении, составляет 2408
метр (скважина номер 160), где вскрыты рифейские отложения протерозоя. Они
представлены песчаниками розовыми, красноватокоричневыми крупнозернистыми
крепкосцементированными с прослоями алевролитов и сланцев глинистых. Вскрытая
толщина рифейских отложений составляет 48-59 метра. Отложения девонской системы
делятся на три отдела: нижний, средний и верхний. Отложения нижнего девона в
геологическом разрезе месторождения отсутствуют. Средний отдел (выделяется в
объеме живетского яруса. Литологически он представлен переслаиванием песчаников
серых мелкозернистых, алевролитов и аргиллитов зеленовато-серых с прослоями
мергелей и известняков. Толщина живетских отложений составляет 69-91метр. На
размытой поверхности живетского яруса залегают терригенные отложения франского
яруса верхнего девона общей толщиной 300-380 метров.
Выше по разрезу залегают карбонатные отложения турнейского
яруса нижнего карбона. Толщина отложений до 194 метра.
На его размытой поверхности залегают терригенные отложения
бобриковского горизонта яснополянского надгоризонта нижневизейского подъяруса,
представленные пластами слабосцементированных песчаников и алевролитов,
переслаивающихся и замещающихся прослоями глин и аргиллитов. Песчаники
кварцевые, мелко - и среднезернистые, пористые. Тип коллектора поровый. К ним
приурочена промышленная залежь нефти (пласт Б2, общей толщиной от
2,2 до 11,2 метра).
Выше по разрезу залегают отложения тульского горизонта,
которые подразделяются на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки.
Толщина горизонта 10-15 метров.
Верхневизейский подъярус представлен в объеме окского
надгоризонта, сложенного, в основном, карбонатными отложениями толщиной 130-220
метра.
Средний отдел каменноугольной системы включает в себя башкирский
и московский яруса.
скважина штанговая колонна обрывность
Отложения башкирского яруса вскрыты всеми пробуренными
скважинами. Общая толщина яруса 40-50 метров. К верхней части карбонатных
отложений яруса приурочена промышленная нефтяная залежь (пласт А4).
Коллекторами являются известняки органогенно-обломочные, иногда биохемогенные,
прослоями глинистые, участками с хаотичной микротрещиноватостью. Тип коллектора
поровый, местами порово-трещинный.
Верейский горизонт московского яруса залегает на размытой
поверхности башкирского яруса. 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. Над
ними залегают органогенные, органогенно-обломочные и микрокристаллические
известняки с прослоями аргиллитов, к которым приурочена нефтяная залежь пласта
А3. 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).
Тип коллекторов пластов А2 и А3 поровый,
микротрещины встречаются хаотично. Завершается горизонт глинистой пачкой
толщиной до 20 метра. Общая толщина 40-60 метров.
Каширские и верхнекаменноугольные отложения представлены
известняками, доломитами с прослоями глин, общей толщиной 460-480 метров.
Выше по разрезу залегают отложения пермской системы, которые
представлены нижним и верхним отделами. В нижнем отделе выделяются ассельский и
сакмарский, а в верхнем казанский и татарский ярусы. Ассельский и
сакмарский ярусы сложены гипсами и известняками, известняками мелкозернистыми.
Средняя толщина соответственно 80 и 19 метров. Казанский ярус сложен
известняками и доломитами с прослоями гипса и ангидрита. Толщина отложений
казанского яруса составляет 122-155 метра. Разрез татарского яруса толщиной в
среднем 103-116 метра сложен глинами коричневатыми известковистыми и
алевролитами с прослоями мергелей и песчаников.
Отсутствие в разрезе артинских, кунгурских и уфимских
образований свидетельствует о большом перерыве в осадконакоплении на границе
ранней и поздней эпох.
На размытой поверхности татарского яруса залегают терригенные
породы юрской системы толщиной до 280 метров.
Выше, с резким угловым несогласием, залегают терригенные
отложения неоген-четвертичной системы представленные песками серыми средне - и
крупнозернистыми. Средняя толщина неоген-четвертичной системы 84метров.
Запасы по промышленным категориям были подсчитаны по пластам
А3 верейского горизонта, А4 башкирского яруса и Б2
бобриковского горизонта, утверждены ЦКЗ Министерства природных ресурсов в 1997
году по трем куполам - Аллагуловскому, Ново-Аллагуловскому и
Южно-Аллагуловскому. Причем пласт А3 рассматривался совместно с пластом
А2 как единый объект подсчета запасов.
На тот момент Аллагуловская структура представляла собой
многокупольное поднятие. На собственно Аллагуловском куполе в сводах выявленных
вершин пробурены поисковые скважины 39, 40, 41, 42. На Южно-Аллагуловском поднятии
пробурены поисковые, разведочные скважины 3, 102, 160 и шесть эксплуатационных:
205, 206, 207, 208, 209, 210.
Для уточнения морфологии Аллагуловской структуры в ее
пределах неоднократно проводились сейсморазведочные работы (МОГТ), последние в
2005 году (3D).
По состоянию на 1.01.2010 года на месторождении дополнительно пробурено 8
скважин на Южно-Аллагуловском куполе.
Геолого-промысловый материал, полученный в процессе бурения
этих скважин, позволил детализировать структурные построения по всем ранее
выявленным залежам нефти, уточнить отметки водонефтяных контактов, размеры
залежей нефти, нефтенасыщенные объёмы и, соответственно, геологические запасы
нефти в них содержащиеся.
В результате анализа данных сейсморазведочных работ
Аллагуловское поднятие распалось на два купола с вершинами в районах скважин 39
и 40. Причем купол в районе скважины 40 объединился с Ново-Аллагуловским
поднятием в единую брахиантиклинальную складку. Южно-Аллагуловская структура
осложнена тремя поднятиями.
Кроме того, корреляция разреза верейских отложений позволила
выделить новый продуктивный пласт А1, а также вместо одного пласта А3
- два: А2 и А3, и подсчитать запасы нефти и попутного
газа.
Приуроченность залежей нефти к поднятиям месторождения
неравномерная: залежи с промышленным нефтенасыщением принадлежат
Южно-Аллагуловскому куполу. 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. Пласты А2
и А3 в районе скважины 39 имеют толщину коллектора всего 0,6 и 0,8
метра соответственно и неопределенный характер насыщения. По пласту В1
турнейского яруса запасы нефти на балансе ОАО "Ульяновскнефть" не
числятся. Образцы известняка насыщенного нефтью отобраны в скважинах 3, 102,
160.
Опробование пласта В1 турнейского яруса
проводилось в нескольких скважинах. Так в поисковой скважине номер 3
Южно-Аллагуловского купола при опробовании интервала 1474-1479 (1380-1395)
метра получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 0,75 м3/сутки.
При повторном опробовании этого же интервала с помощью КИИ-95 получили приток
воды дебитом 1,2 м3/сутки. Опробование более высокого интервала
1468,4-1472 (1369,4-1373) метра оказалось успешным, дебит нефти составил 2,7 м3/сутки.
В скважине 102 перфорация пласта В1 проводилась неоднократно.
В скважине 41, ранее относящейся к Ново-Аллагуловскому
поднятию, шесть попыток опробования пласта В1 оказались не
эффективными, получен приток пластовой воды со сгустками вязкой нефти. Образцы
известняка нефтенасыщенного отобраны в этой скважине из интервала
В скважине 39, ранее относящейся к Аллагуловскому куполу,
отобран керн из интервала 1479-1487 (1402,9-1410,9) метра без признаков
нефтенасыщения. 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.
В связи с затруднениями связанными с интерпретацией
материалов ГИС (не полный комплекс исследований) и невозможностью получения
промышленного притока нефти, залежь нефти пласта В1 турнейского
яруса в настоящей работе не рассматривается.
Общая толщина пласта А4 составляет 38,7-47,1
метра. В разрезе выделяется от 5 до 11 проницаемых прослоев толщиной 0,4-8
метров.
На Южно-Аллагуловском куполе пробурено 17 скважин,
расположенных в присводовой части структуры. По геолого-промысловым материалам
кровля пласта А4 представляет собой брахиантиклинальную складку,
ориентированную в северо-западном направлении и осложненную серией небольших
куполов. За период с1997 по 2007 год пробурено дополнительно 14 скважин (всего
17). Геолого-промысловый материал, полученный в процессе бурения этих скважин,
позволил детализировать структурные построения и уточнить границы залежи.
Граница водонефтяного контакта по материалам ГИС всех
пробуренных скважин изменяется от 1055 (в скважине 214) до 1069,4 метров (в
скважине 207).
Пласт А4 самостоятельно опробовался в разные годы
в скважинах 3, 102, 160, 204 и 205. При нижних отверстиях перфорации, минус
1059,1 метра, 1054,5, 1059,9, 1056,7 и 1053,4 метра соответственно, получены
притоки нефти, а в скважине 200 приток минерализованной воды при минус 1057,2 метра.
Вероятно, в результате перфорации, произошло нарушение цементного кольца, что и
вызвало прорыв пластовой воды. По башкирскому ярусу Аллагуловского поднятия на
балансе числятся запасы нефти по залежи, приуроченной к району скважины 40 с
границей залежи на абсолютной отметке минус 1066 метров. Нефтенасыщение
выявлено в скважине 40 (толщина 5,2 метра). Приток нефти дебитом 2,5 м3/сутки
был получен в скважине при нижнем отверстии перфорации абсолютной отметки минус
1062,8 метра. По типу залежь относится к пластово - сводовым.
Таким образом, рассмотрели строение продуктивных пластов
Аллагуловского месторождения. Учитывая многопластовость Аллагуловского
месторождения, важной особенностью является возможность использования
пробуренного фонда скважин для этих обоих из продуктивных отложений. Архейский
кристаллический фундамент непосредственно на территории Аллагуловского
месторождения не вскрыт. Он представлен красноцветными биотит-плагиоклазовыми
гранитами, гранодиоритами и гранитогнейсами. Отложения нижнего девона в
геологическом разрезе месторождения отсутствуют. Выше по разрезу залегают
отложения тульского горизонта, которые подразделяются на нижнюю терригенную и
верхнюю карбонатную пачки. Отложения башкирского яруса вскрыты всеми
пробуренными скважинами. Тип коллекторов пластов А2 и А3 поровый,
микротрещины встречаются хаотично. Каширские и верхнекаменноугольные отложения
представлены известняками, доломитами с прослоями глин. Выше по разрезу
залегают отложения пермской системы, которые представлены нижним и верхним
отделами. В нижнем отделе выделяются ассельский и сакмарский, а в верхнем
казанский и татарский ярусы. Ассельский и сакмарский ярусы сложены гипсами и
известняками, известняками мелкозернистыми.
1.2
Характеристика емкостно-коллекторских свойств продуктивных отложений
По результатам комплексных исследований в качестве нижних
пределов пористости пород коллекторов были приняты следующие величины: для
карбонатных отложений пластов А2+А3 и А4 - 9
процентов, а для терригенных отложений пласта Б2 - 15 процентов.
Пласт А2+А3 сложен органогенными,
органогенно-обломочными и микрокристаллическими, поровыми и местами
микротрещиноватыми известняками с прослоями аргиллитов. Средние коллекторские
свойства нефтенасыщенной части пластов по керновым данным получены равными:
пористость - 15 процентов, нефтенасыщенность - 81,9 процента, проницаемость -
257,1 мД.
По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и
нефтенасыщенности составляют соответственно 18 процентов и 67,7 процента. По
гидродинамическим исследованиям среднее значение проницаемости находится в
пределах 263 мД. Тип коллектора поровый. Пласт А4 сложен
известняками органогенно-обломочными, редко биохемогенными, прослоями
глинистыми, местами микротрещиноватыми, поровыми. Средние коллекторские свойства
нефтенасыщенной части пласта по керновым данным получены равными: пористость -
14,6 процента, нефтенасыщенность - 71,1 процента, проницаемость - 252,3 мД
(скважина 205), средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности
составляют соответственно 17,1 процента и 69,1 процента.
По гидродинамическим исследованиям среднее значение
проницаемости составило 182 мД. Тип коллектора поровый, порово-трещиноватый. В
целом по месторождению характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенность
представлены в таблице 1.2.1 Статистические ряды распределения проницаемости по
данным лабораторного изучения керна для всех продуктивных пластов приведены в
таблице 1.2.2.
Таблица 1.2.1 - Характеристика коллекторских свойств и
нефтенасыщенности
|
Пласт
|
Вид
исследования
|
Наименование
|
Параметры
|
|
|
|
Прони-цаемость,
мкм2*10-3
|
Порис - тость,
доли единиц
|
Начальная
нефтенасы- щенность доли единиц
|
|
А2+А3
|
Лабораторные
исследования керна
|
Количество
скважин
|
3
|
3
|
1
|
|
|
Количество
определений, шт
|
28
|
27
|
25
|
|
|
Среднее
значение
|
257
|
15,0
|
81,9
|
|
|
Коэффициент
вариации, доли ед.
|
1,332
|
0,182
|
0,093
|
|
|
Интервал
изменения
|
24-1397
|
11,4-21,3
|
70,2-94,8
|
|
Геофизические
исследования скважин
|
Количество
скважин
|
21
|
21
|
19
|
|
|
Количество
определений, шт
|
95
|
95
|
87
|
|
|
Среднее
значение
|
99,5
|
18,0
|
67,7
|
|
|
Коэффициент
вариации, доли ед.
|
0,497
|
0,228
|
0,100
|
|
|
Интервал
изменения
|
16-211
|
9.0-27.0
|
52-88.0
|
|
|
Количество
определений, шт
|
7
|
|
|
|
|
Среднее
значение
|
563
|
|
|
|
|
Коэффициент
вариации, доли ед.
|
1,110
|
|
|
|
|
Интервал
изменения
|
151-750
|
|
|
|
А4
|
Лабораторные исследования
керна
|
Количество
скважин
|
3
|
1
|
1
|
|
|
Количество
определений, шт
|
10
|
7
|
6
|
|
|
Среднее
значение
|
552
|
14,6
|
71,1
|
|
|
Коэффициент
вариации, доли ед.
|
1,913
|
0,367
|
0,228
|
|
|
Интервал
изменения
|
1-2110
|
9-20,4
|
45-97,5
|
|
Геофизические
исследования скважин
|
Количество
скважин
|
22
|
22
|
19
|
|
|
Количество
определений, шт
|
220
|
220
|
146
|
|
|
Среднее
значение
|
88
|
17,1
|
69,1
|
|
|
Коэффициент
вариации, доли ед.
|
0,618
|
0,257
|
0,135
|
|
|
Интервал
изменения
|
3-237
|
9.0-29.0
|
50-95
|
|
|
Количество
определений, шт
|
7
|
|
|
|
|
Среднее
значение
|
182
|
|
|
|
|
Коэффициент
вариации, доли ед.
|
0,932
|
|
|
|
|
Интервал
изменения
|
372-2280
|
|
|
|
Б2
|
Лабораторные
исследования керна
|
Количество
скважин
|
5
|
1
|
1
|
|
|
Количество
определений, шт
|
45
|
11
|
11
|
|
|
Среднее
значение
|
897
|
9,06
|
79,6
|
|
|
Коэффициент
вариации, доли ед.
|
1,392
|
0,295
|
0,128
|
|
|
Интервал
изменения
|
1.0-4700
|
6.21-13.8
|
61.2-89.9
|
|
Геофизические
исследования скважин
|
Количество
скважин
|
21
|
21
|
19
|
|
|
Количество
определений, шт
|
61
|
61
|
56
|
|
|
Среднее
значение
|
759
|
20,3
|
79,4
|
|
|
Коэффициент
вариации, доли ед.
|
0,270
|
0,137
|
0,129
|
|
|
Интервал
изменения
|
5,14-1184
|
15-26
|
55-96.0
|
|
Гидродинами-ческие
исследования скважин
|
Количество
скважин
|
2
|
|
|
|
|
Количество
определений, шт
|
2
|
|
|
|
|
Среднее
значение
|
870
|
|
|
|
|
Коэффициент
вариации, доли ед.
|
0,756
|
|
|
|
|
Интервал
изменения
|
500-990
|
|
|
Таблица 1.2.2 - Статистические ряды распределения
проницаемости
|
№№
|
Интервал
изменения
|
Число случаев,
процент
|
|
|
Пласт
|
Пласт
|
Пласт
|
|
Мкм2
* 10-3
|
А2 +
А3
|
А4
|
Б2
|
|
1
|
1-10
|
|
35
|
24
|
|
2
|
10-50
|
17
|
6
|
13
|
|
3
|
50-100
|
23
|
12
|
2
|
|
4
|
100-500
|
45
|
35
|
18
|
|
5
|
500-1000
|
9
|
6
|
16
|
|
6
|
1000-2000
|
6
|
6
|
9
|
|
7
|
2000-5000
|
|
|
18
|
|
Всего
|
|
100
|
100
|
100
|
Пласт Б2 сложен песчаниками кварцевыми, мелко - и
среднезернистыми, пористыми с прослоями глин и аргиллитов. Средние
коллекторские свойства нефтенасыщенной части пласта по керновым данным получены
равными: пористость 9 процентов, нефтенасыщенность - 79,6 процента,
проницаемость - 896,9 мД. Исследованные образцы керна не характеризуют в полном
объеме данную часть пласта, так как величины пористости взятых образцов меньше
нижнего предела.
По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и
нефтенасыщенности составляют соответственно 20,3 процента и 79,4 процента. По
данным гидродинамических исследований среднее значение проницаемости составляет
- 645 мД. Тип коллектора поровый.
Таким образом, особенность геологического строения пластов
заключается в том, что коэффициент пористости меняется по всей площади от 0,15
процента до 0,2 процента, коэффициент проницаемости от 0,099 до 0,88 мкм2,
а нефтенасыщенность от 67 до 80 доли единиц. Пласт А2+А3
сложен органогенными, органогенно-обломочными и микрокристаллическими, поровыми
и местами микротрещиноватыми известняками с прослоями аргиллитов. Пласт Б2
сложен песчаниками кварцевыми, мелко - и среднезернистыми, пористыми с
прослоями глин и аргиллитов.
1.3 Состав и
физико - химические свойства флюидов
Свойства нефти изучались по глубинным и поверхностным пробам.
ГПН отбирались пробоотборниками ПД-3М и ВПП-300. Пробы анализировались на
установках УИПК-2М и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость определялась
вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом.
Состав газа, а также дегазированной нефти исследовались на хроматографах ХЛ-3,
ХЛ-4 и ХРОМ-57.
Поверхностные нефти исследовались по действующим ГОСТам:
плотность: - ГОСТ 3900-47, содержание серы - ГОСТ 2177-66, парафина - по
методике ВНИИНП.
Нефть изучалась по всем объектам - верейскому, башкирскому,
бобриковскому пластам. ГПН отбирались в 1991-1994 года и 2003 году, всего
отобрано 14 проб из 10 скважин, причем некоторые пробы оказались
некачественными, не все параметры нефтей оказалось возможным определить.
При многообъектном строении месторождения, большом числе
локальных залежей нефти такой объем отбора ГПН явно недостаточен.
Физико-химические свойства нефти приведены в таблице 1.3.1
Приведенные параметры являются приближенными.
Таблица 1.3.1 - Свойства пластовой нефти
|
Параметры
|
Верейский
горизонт
|
Башкирский ярус
|
Бобриковский
горизонт
|
|
Количество
скв/проб
|
3/3
|
4/7
|
3/4
|
|
Давление
пластовое, МПа
|
10,98
|
12,2
|
14,7-17,9
|
|
Давление насыщения,
МПа
|
3,7
|
3,7-5,8
|
4.6-6.3
|
|
Газосодержание
при однократном разгазировании, м3/т
|
4,0
|
5,9-11,6
|
8-10,9
|
|
Суммарный
газовый фактор, м3/т
|
3,3
|
3,5-9,6
|
4,5-8,8
|
|
Плотность, г/см3
|
0,908
|
0,914
|
0,915
|
|
Вязкость, мПа.
с
|
106.8
|
59-93
|
173
|
|
Объемный
коэффициент при разгазировании
|
1,035
|
1,0406
|
1,0352
|
28
|
29
|
34-37
|
Целый ряд параметров определен неоднозначно: так, вязкость
пластовой нефти для одного горизонта по данным анализов может отличаться при
одинаковом газовом факторе, давлении насыщения и объемном коэффициенте. Поэтому
можно констатировать, что пластовые нефти по всем объектам недоизучены.
Таблица 1.3.2 - Свойства и состав пластовых вод
|
Наименование
параметра
|
Количество
исследованных
|
Диапазон
изменения
|
Количество
исследованных
|
Диапазон
изменения
|
|
скважин
|
проб
|
|
скважин
|
проб
|
|
|
пласт C2b
|
пласт C1bb
|
|
Плотность воды,
кг/м3
|
|
|
|
|
|
|
|
- в
стандартных условиях
|
1
|
1
|
1,138
|
1
|
1
|
1,160
|
|
- в условиях
пласта
|
1
|
1
|
1,137
|
1
|
1
|
1,157
|
|
Вязкость в
условиях пласта, мПа. с
|
|
|
1,28
|
|
|
1,20
|
|
Na+ +
K+
|
1
|
1
|
2902,15
|
1
|
1
|
3109,71
|
|
Ca+2
|
1
|
1
|
490,89
|
1
|
1
|
601,60
|
|
Mg+2
|
1
|
1
|
232,74
|
1
|
1
|
271,61
|
|
Cl -
|
1
|
1
|
3581,78
|
1
|
1
|
3973,35
|
|
HCO3-
|
1
|
1
|
1,90
|
1
|
1
|
0,80
|
|
SO4-2
|
1
|
1
|
29,36
|
1
|
1
|
8,77
|
|
Br -
|
1
|
1
|
0,33
|
1
|
1
|
3,11
|
|
Общая
минерализация, г/л
|
1
|
1
|
208
|
1
|
1
|
228
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По химическому составу воды -
хлоркальциевого типа. Общая минерализация составляет 208-228 г/л, плотность -
1137-1160г/мЗ.
Таким образом, нефти всех объектов по технологической
классификации (ГОСТ 912-66) относятся к 3 классу: высокосернистые (2,94-4,4
процента), высокопарафинистые (0,8-14 процента), высокосмолистые (от 20 до 38
процентов и от 4 до 18,5 процентов асфальтенов), нефти высоковязкие (59-173
мПа·с), суммарный газовый фактор невысокий (3,3-9,6 м3/т), в
растворенном газе большое содержание азота (41-63 процента).
2.
Технико-технологический раздел
2.1 Краткий
анализ состояния разработки эксплуатационных объектов
Разработка пласта А4 - одного из основных объектов
разработки Аллагуловского месторождения - начата в 1991 году скважиной номер 3
Южно-Аллагуловского купола. До 1995года пласт разрабатывался одной этой
скважиной. C
1995 по 2003 года фонд скважин увеличивался за счёт переводов скважин и
приобщения. По Аллагуловскому куполу пласт введен в эксплуатацию в 1996 году
скважиной номер 40.
Месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1991 году в
соответствии с проектом пробной эксплуатации, составленным институтом
"Гипровостокнефть". В проекте пробной эксплуатации не
предусматривалось дополнительное бурение скважин и осуществление ППД. 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:
) выделение на Аллагуловском куполе в качестве
основного эксплуатационного объекта залежей нефти бобриковского горизонта и в
качестве возвратного объекта - залежей верейского горизонта и башкирского
яруса;
2) на Южно-Аллагуловском куполе - в качестве основных
объектов - залежи бобриковского горизонта и верей-башкирских отложений;
) бурение 28 добывающих, 4 нагнетательных и 2
водозаборных скважин;
) первичное вскрытие продуктивных пластов
осуществляется с применением полимерного раствора;
Аллагуловский купол. Разработка купола ведется с 1996 года
двумя добывающими скважинами 39 и 40. 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. После консервации в 2000 году были простреляны интервалы
1135,6-1137,2 (1059,5-1061,1) метра и 1139,6-1140,8 (1063,5-1064,7) метра
против пласта А4. В результате дебит нефти увеличился с 2,6 до 4,1
т/сутки. В первый месяц эксплуатации обводненность добываемой продукции
составила 20 процентов, затем снизилась до 13 процентов.
Динамика основных фактических показателей разработки по
пласту А4 Аллагуловского купола представлена в таблице 2.1.1.
Таблица 2.1.1 - Динамика основных показателей разработки
пласта А4 Аллагуловского месторождения
|
Годы
|
Годовая добыча
|
Обводнен-ность,%
|
Количество
добывающих скважин
|
Накопленная
добыча
|
|
Нефти, т
|
Жидкости, т
|
Газа, тыс. м3
|
|
|
Нефти, т
|
Жидкос-ти, т
|
|
Пласт А4
|
|
1996
|
719
|
745,0
|
8,342
|
3,5
|
2
|
719
|
745
|
|
1997
|
996
|
1047,0
|
8,614
|
4,9
|
1
|
1715
|
1792
|
|
1998
|
594
|
624,4
|
6,479
|
4,9
|
1
|
2309
|
2416
|
|
1999
|
634
|
680,3
|
6,897
|
6,8
|
1
|
2943
|
3097
|
|
2000
|
834
|
875,4
|
8, 206
|
4,7
|
2
|
3777
|
3972
|
|
2001
|
1028
|
1087,8
|
10,266
|
5,5
|
2
|
4805
|
5060
|
|
2002
|
1352
|
1440,1
|
13,712
|
6,1
|
2
|
6157
|
6500
|
|
2003
|
1403
|
1488,0
|
14,143
|
5,7
|
2
|
7560
|
7988
|
|
2004
|
1303
|
1393,5
|
13,026
|
6,5
|
2
|
8863
|
9382
|
|
2005
|
1437
|
1568,1
|
14,486
|
8,4
|
2
|
10300
|
10950
|
|
2006
|
1270
|
1397,5
|
12,802
|
9,1
|
2
|
11570
|
12347
|
|
2007
|
1190
|
1300,3
|
11,996
|
8,5
|
2
|
12760
|
13647
|
|
2008
|
1101
|
1208,0
|
11,099
|
8,9
|
2
|
13861
|
14855
|
|
2009
|
1067
|
1184,0
|
10,756
|
9,9
|
2
|
14928
|
16039
|
|
2010
|
1052
|
1392,1
|
10,144
|
9,2
|
2
|
15980
|
17431
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cкважина вступила в совместную эксплуатацию на пласты Б2
и А4 и на 1.01.2010 год работает с дебитом нефти 3,3 т/сутки при
обводненности 14,6 процента. Скважина 40 с начала эксплуатации (1996 год) и до
настоящего времени эксплуатирует совместно пласты А2+А3 и
А4.
Рисунок 2.1.1 - Динамика показателей разработки пласта А4
Аллагуловского месторождения
По состоянию на 1.01.2010 года с Аллагуловского месторождения
пласта А4 с начала разработки отобрано 17041 тонн нефти. В 2010 году
добыто 1322,7 тонн нефти при обводненности 8,9 процента.
Начальный дебит нефти составлял 12 т/сутки при обводненности
0,6 процента. На дату анализа дебит нефти снизился до 4,3 т/сутки,
обводненность поднялась до 8,5 процента. Накопленная добыча нефти на Аллагуловском
куполе на 1.01.2010 года по пласту А4 составила более 17 тысяч тонн,
что составляет 2,6 процента от начальных балансовых запасов.
Таблица 2.1.2 - Динамика основных технологических показателей
разработки Аллагуловского месторождения в целом
|
Годы
|
Годовая добыча
|
Обводнен-ность
процент
|
Накопленная
добыча
|
|
Нефти, тысяч
тонн
|
Жидкости, тысяч
тонн
|
Газа, миллион м3
|
|
Нефти, тысяч
тонн
|
Жидкости тысяч
тонн
|
Газа, миллион м3
|
|
1991
|
0,7
|
0,72
|
0,005
|
0,9
|
0,7
|
0,72
|
0,005
|
|
1992
|
0,8
|
0,80
|
0,005
|
1,0
|
1,5
|
1,52
|
0,010
|
|
1993
|
0,3
|
0,35
|
0,002
|
1,2
|
1,9
|
1,87
|
0,012
|
|
1994
|
0,4
|
0,42
|
0,003
|
2,4
|
2,3
|
2,29
|
0,015
|
|
1995
|
8,6
|
9,02
|
0,057
|
4,3
|
10,9
|
11,31
|
0,072
|
|
1996
|
17,9
|
18,73
|
0,118
|
4,5
|
28,8
|
30,05
|
0, 190
|
|
1997
|
27,4
|
28,85
|
0,181
|
5,0
|
56,2
|
58,89
|
0,371
|
|
1998
|
18,4
|
19,40
|
0,122
|
4,9
|
74,6
|
78,29
|
0,493
|
|
1999
|
22,7
|
24,17
|
0,150
|
6,1
|
97,3
|
102,46
|
0,642
|
|
2000
|
32,8
|
34,42
|
0,216
|
4,8
|
130,1
|
136,88
|
0,859
|
|
2001
|
32,2
|
32,94
|
0,212
|
2,3
|
162,3
|
169,82
|
1,071
|
|
2002
|
50,2
|
51,12
|
0,332
|
1,7
|
212,6
|
1,403
|
|
2003
|
58,1
|
59,10
|
0,383
|
1,7
|
270,7
|
280,05
|
1,786
|
|
2004
|
54,0
|
54,84
|
0,356
|
1,6
|
324,6
|
334,89
|
2,143
|
|
2005
|
46,1
|
47,10
|
0,304
|
2,1
|
370,7
|
381,99
|
2,447
|
|
2006
|
34,2
|
35,10
|
0,226
|
2,6
|
404,9
|
417,09
|
2,673
|
|
2007
|
30,1
|
31, 20
|
0, 199
|
3,5
|
435,0
|
448,29
|
2,871
|
|
2008
|
25,1
|
26,21
|
0,166
|
4,2
|
460,1
|
474,49
|
3,037
|
|
2009
|
21,9
|
22,94
|
0,144
|
4,7
|
482,0
|
497,43
|
3,181
|
|
2010
|
33,4
|
20,2
|
0,210
|
4,3
|
515,4
|
517,6
|
3,391
|
Рисунок 2.1.2 - Фактические показатели разработки
Аллагуловского месторождения.
Таким образом, текущее состояние разработки Аллагуловского
месторождения - удовлетворительное. Всего в настоящее время на Аллагуловском
месторождении пробурено 17 скважины, из них 3 скважины ликвидированы. Исходя из
динамики показателей разработки Аллагуловского месторождения пик добычи
приходится на 2002-2004 года.
2.2
Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин
Аллагуловское месторождение введено в разработку в 1991 году
и является многопластовым. Залежи относятся к различным типам. Коллекторы
продуктивных отложений представлены песчаниками, алевролитами, известняками и
доломитами.
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. По остальным 11 скважинам А4 эксплуатируется
совместно с другими объектами. Все скважины работают механизированным способом.
Конструкция скважины и ее крепление обеспечивают надежность эксплуатации их
длительное время, возможность проведения исследовательских работ и ремонта.
Конструкция скважин месторождения состоит из направления, кондуктора,
эксплуатационной колонны.
Таблица 2.2.1 - Характеристика фонда скважин Аллагуловского
месторождения на 2010 год
|
Наименование
|
Характеристика
фонда скважин
|
Количество
скважин
|
|
Фонд добывающих
скважин
|
Пробурено
|
19
|
|
Всего
|
17
|
|
Действующие
|
|
|
УШВН
|
-
|
|
ШГН
|
17
|
|
В консервации
|
-
|
|
Ликвидированные
|
2
|
Выбор способа эксплуатации был сделан в пользу использования
ШСН. Нагнетательные скважины на месторождении не были пробурены и закачка не
производилась. 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. Среднесуточный дебит по жидкости в 2010
году составил 5,4 т/сутки.
Таблица 2.2.2 - Распределение добывающих скважин по дебиту
нефти
|
Интервал
дебитов, т/сутки
|
Количество
скважин, единицы
|
Доля скважин в
общем фонде, %
|
|
До 5
|
8
|
47
|
|
5-10
|
7
|
41
|
|
10 и выше
|
2
|
12
|
Рисунок 2.2.1 - Распределение действующего фонда скважин по
дебиту нефти
Основной фонд эксплуатируется в интервале дебитов до 5
т/сутки, интервал 5-10 т/сутки показал 41,2 процента от действующего фонда
скважин, интервал 10 и выше - 11,8 процента.
Характеристика обводненного фонда приводится в таблице 2.2.3.
Таблица 2.2.3 - Распределение действующего фонда скважин по
обводненности
|
Интервал
обводнения, процент
|
Количество
скважин, единицы
|
Доля скважин в
общем фонде, %
|
|
До 1 (без
водная)
|
8
|
47
|
|
От 1 до 5
|
6
|
35
|
|
Свыше 5
|
3
|
18
|
Рисунок 2.2.2 - Распределение действующего фонда скважин по
обводненности
Половина действующего фонда имеет практически безводную
нефть.
Распределение скважин по типам насосов приводится в таблице
2.2.4.
Таблица 2.2.4 - Распределение скважин по типам насосов
|
Типы насосов
|
Количество
скважин, единицы
|
Доля скважин в
общем фонде, %
|
|
20-125-RHAM
|
6
|
35,2
|
|
25-175-THM
|
2
|
11,8
|
|
25-225-THM
|
4
|
23,5
|
|
25-175-RHAM
|
2
|
11,8
|
|
25-125-THM
|
1
|
5,9
|
|
25-150-RHAM
|
2
|
11,8
|
Рис. 2.2.3 - Распределение скважин по типам насосов (ШСНУ)
Как видно из рисунка 2.2.3, предпочтение отдается вставным
насосам типа 25-125-RHAM и 25-225-THM (35,3 и 23,5 процента соответственно). 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.
Распределение скважин по длине хода приводится в таблице
2.2.5.
Таблица 2.2.5 - Распределение скважин по длине хода
полированного штока
|
Интервал длины хода
ТПШ, м
|
Количество
скважин, единицы
|
Доля скважин в
общем фонде, %
|
|
2
|
2
|
11,8
|
|
От 2 до 2,5
|
5
|
29,4
|
|
От 2,5 до 3,0
|
9
|
52,9
|
|
От 3,0 до 3,5
|
1
|
5,9
|
Рисунок 2.2.4 - Распределение скважин по длине хода
Из рисунка 2.2.4 следует, что 52,9 процента скважин работают
длиной хода равной от 2,5 до 3 метров, возможно, длина хода ограничена
возможностями установленного на скважине привода штангового насоса. Всего 5,9
процента скважин имеют количество качаний от 3 до 3,5 метров.
Распределение скважин по количеству качаний ТПШ приводится в
таблице 2.2.6.
Таблица 2.2.6 - Распределение скважин по количеству качаний
ТПШ
|
Интервал количества
качаний ТПШ, мин-1
|
Количество
скважин, единицы
|
Доля скважин в
общем фонде, %
|
|
От 2 до 3
|
5
|
29,4
|
|
От 3 до 4
|
6
|
35,3
|
|
От 4 до 5
|
5
|
29,4
|
|
От 5 до 6
|
1
|
5,9
|
Рисунок 2.2.5 - Распределение по количеству качаний ТПШ
Исходя из рисунка 2.2.5 следует, что по 29,4 процента скважин
имеют количество качаний 2-3 и 3-5 мин-1. Максимальное количество
качаний у 5,9 процента скважин (от 5 до 6 мин-1).
Таким образом, все скважины работают механизированным
способом. Выбор способа эксплуатации был сделан в пользу использования ШСНУ.
Основной фонд эксплуатируется в интервале дебитов до 5 т/сутки. Половина
действующего фонда имеет практически безводную нефть. Предпочтение отдается
вставным насосам типа 25-125-RHAM и 25-225-THM.52,9 процента скважин
работают длиной хода равной от 2,5 до 3 метров. Максимальное количество качаний
у 5,9 процентов скважин (от 5 до 6 мин-1).
2.3 Обобщение
основных факторов влияющих на эксплуатацию скважин ШСНУ на промысловом объекте
Добыча нефти ШСНУ на месторождении, осложняется особенностями
термодинамических и физико-химических свойств пластовых флюидов. А так же
конструктивными особенностями скважин.
Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период
работы скважин из-за обрывов штанг в установках СШН, пробоев электрической
части УЭЦН вследствие перегрузок ПЭД. В целом МРП скважин может снизиться в 2
раза и более. Наряду с этим снижается суточная производительность установок
из-за неполного заполнения СШН и больших растягивающих нагрузок на штанги а
также повышенных гидравлических сопротивлений в рабочих органах УЭЦН [12].
Совместный подъем пластовых жидкостей в скважинах происходит
с одновременным их смешением и диспергированием в насосном оборудовании.
Интенсивное перемешивание пластовых жидкостей в рабочих органах насосных
установок и последующая адсорбция природных стабилизаторов на межфазной
поверхности в подъемнике приводят к тому, что на устье обводненных скважин уже
находятся вполне устойчивые высокодисперсные эмульсии обратного типа.
В реальных условиях эксплуатации нефтедобывающего
оборудования во многих случаях образуются эмульсии, обладающие высокой
устойчивостью. Это в значительной степени определяет выбор технологии их
дальнейшей обработки, а также глубину отделения водной фазы от нефти.
Агрегативную устойчивость эмульсий измеряют временем их существования до
полного разделения образующих эмульсию жидкостей. В случае эмульсий, полученных
из разных нефтей, их устойчивость может составлять от нескольких секунд до года
и более. К причинам, обуславливающим агрегативную устойчивость нефтяных
эмульсий, относят:
) образование структурно-механического слоя
эмульгаторов на межфазной границе глобул;
2) образование двойного электрического слоя на
поверхности раздела в присутствии ионизированных электролитов;
) термодинамические процессы, протекающие на
поверхности глобул дисперсной фазы;
) расклинивающее давление, возникающее при сближении
глобул дисперсной фазы, покрытых адсорбционно-сольватными слоями.
Кроме того, устойчивость нефтяных эмульсий зависит от
величины глобул воды (ее дисперсности), плотности и вязкости нефти, содержания
в ней легких фракций углеводородов, эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии, а
также от состава и свойств эмульгированной воды.
К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в
нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ [13].
Кроме того, к ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц,
соли и т.д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии.
В зависимости от концентрации дисперсной фазы в эмульсиях, их
подразделяют на разбавленные или слабо концентрированные (дисперсной фазы менее
20 процентов), концентрированные (до 74 процентов) и высококонцентрированные
(свыше 74 процентов). Разбавленные эмульсии с мелкодисперсной структурой
обладают высокой стойкостью к разрушению.
В промысловых эмульсиях размер капель дисперсной водной фазы
обычно составляет от 0,1 до 250 мкм. Капли более крупного размера могут
существовать только в потоке вследствие быстрой седиментации в статических
условиях.
Устойчивость большинства нефтяных эмульсий типа "вода в
нефти" со временем возрастает. В процессе старения эмульсии на глобулах
воды увеличивается слой эмульгатора и, соответственно, повышается его
механическая прочность. При столкновении таких глобул не происходит их
коалесценции из-за наличия прочной гидрофобной пленки. Для слияния глобул воды
необходимо эту пленку разрушить и заменить ее гидрофильным слоем какого-либо
ПАВ. Старение эмульсий интенсивно протекает только в начальный период после их
образования, а затем заметно замедляется. Особенности старения обратной
эмульсии зависят от состава и свойств нефти, пластовой воды, условий образования
эмульсии (температура, интенсивность перемешивания фаз). Известно, что
пластовая минерализованная вода образует с нефтью более устойчивые и быстро
стареющие эмульсии, чем пресная вода.
К основным характеристикам нефтяных эмульсий относят степень разрушения
за определенный период времени, эффективную (в ряде случаев структурную)
вязкость, средний поверхностно-объемный диаметр эмульгированных капель водной
фазы.
При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных
скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках насосно -
компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на
стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного
сечения, одновременно с отложением парафина на стенках насосно-компрессорных
труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает
сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Кроме того, с
увеличением парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира
станка - качалки, нарушается его уравновешенность, снижается коэффициент подачи
насоса. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может
привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины.
Сравнительно часто из-за значительного отложения парафина
происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры по своевременной очистке
насосно-компрессорных труб и штанг от парафина, то создаются серьезные
осложнения во время подъема труб при подземном ремонте скважин.
Осложняющим фактором в работе штанговых насосных установок
является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка.
Отрицательное влияние песка в продукции сводится к
абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной
пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает
каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает
штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных
скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 минут) возможно
заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в
трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и
размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже
приема, что способствует ускорению образования забойной пробки, А забойная
пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие
износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение
преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К "песочным"
скважинам откосят скважины с содержанием песка более 1 г/л.
В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах
присутствуют различные участки - вертикальные, криволинейные, наклонные.
Характер пространственного профиля скважины влияет на работу скважинного
насоса. При размещении насоса на криволинейном участке ствола может иметь место
изгиб насоса. В изогнутых насосах возникают дополнительные силы сопротивления
движению плунжера.
При прочих равных условиях на значение возникающих сил трения
в плунжерной паре изогнутого насоса большое влияние оказывает разница
жесткостей цилиндра и плунжера. С другой стороны, известно, что при одинаковых
диаметральных размерах плунжера жесткость цилиндра трубного насоса всегда выше
жесткости вставного. Действительно рост сил трения в плунжерной паре с
изменением угла изгиба трубного насоса происходит более интенсивно, чем в
насосах вставного исполнения.
Таким образом, в искривленных и наклонно направленных
скважинах при необходимости расположения насоса на криволинейном участке с
точки зрения снижения дополнительных сил трения в насосе предпочтительнее
применение насоса вставного типа.
Процесс посадки запорного органа клапана в наклонной скважине
условно можно разделить на два этапа.
На первом этапе шар опускается на угол между образующей и
фаской седла клапана. Затем шар опускается на гнездо. Однако, если окажется,
что угол наклона оси насоса выше критического, то клапан зависнет и сядет в
гнездо только при появлении обратного потока жидкости, которая, увлекая
запорный орган, затягивает его на посадочное место с ударом. При этом
происходит скачкообразное, прерывистое движение шара, которое приводит к потере
подачи.
Известно, что ствол скважины состоит из участков различной
формы, для большинства которых осью является пространственная кривая. При
чередовании выпуклых и вогнутых участков на некотором расстоянии между ними
штанги отрываются от поверхностей труб, линия контакта становится прерывистой.
В зависимости от интенсивности искривления оси скважины, жесткости штанговой
колонны и ее натяжения контакт трения происходит либо между трубами и муфтами
штанг, либо между трубами и телом штанг). В данных скважинах на колонну штанг и
НКТ действуют большие силы трения, появляются вредные колебания в колонне штанг
и колонне НКТ, увеличивается нагрузка. Увеличение нагрузки в совокупности с
износом ШН в результате трения, приводит к частым обрывам.
.4 Анализ
причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ
За 2010 год на Аллагуловском месторождении произошло 8
отказов с участием ШГН.
Таблица 2.4.1 - Выход из строя скважин оборудованных ШСНУ за
2010 год
|
№ скв.
|
Дата остановки
|
Причина
|
МРП сутки
|
Добыча
жидкости, м3/сутки
|
Обводненность,
процент
|
Предполагаемая
причина отказа
|
Глубина спуска
насоса, м
|
Динамический
уровень, м.
|
|
1
|
02.2010
|
Обрыв штанг
|
65
|
7.6
|
4
|
Мех примеси.
АСПО
|
1134
|
1125
|
|
2
|
04.2010
|
Отказ ШГН
|
175
|
5
|
2
|
Залипание
клапанов
|
1460
|
1440
|
|
3
|
05.2010
|
Отказ ШГН
|
352
|
2.2
|
1
|
Клин насоса
|
1156
|
1085
|
|
4
|
06.2010
|
Обрыв штанг
|
758
|
12,2
|
3
|
Большая
наработка
|
1224
|
1031
|
|
5
|
08.2010
|
Отворот штанг
|
84
|
4,8
|
1
|
Мех примеси.
АСПО
|
1301
|
1280
|
|
6
|
09.2010
|
Обрыв штанг
|
227
|
25.4
|
0.5
|
Мех примеси.
АСПО
|
1270
|
1240
|
|
7
|
09.2010
|
Отказ ШГН
|
150
|
4.7
|
0,1
|
Залипание
клапанов
|
1160
|
1130
|
|
8
|
11.2010
|
Обрыв штанг
|
94
|
4,8
|
1
|
Мех примеси.
АСПО
|
1493
|
1460
|
Согласно данных таблицы за 2010 год на месторождении 1 выход
из строя скважин оборудованных ШСНУ произошло по причине отворота ШН, 4-обрыва
ШН, 3-отказы УШГН (залипание, износ клапанов, нарушение герметичности
клапанов).
Таблица 2.4.2 - Распределение скважин по причинам ремонтных
работ
|
Причины ремонтных
работ
|
Количество
скважин, единицы
|
Доля скважин в
фонде, %
|
|
Отворот ШН
|
1
|
13
|
|
Обрыв ШН
|
4
|
50
|
|
Отказ УШГН
|
3
|
37
|
Распределение скважин по причинам ремонтных работ
представлено на рисунке 2.4.1.
Рисунок 2.4.1 - Распределение отказов УШГН по причинам
ремонтных работ
Исходя из рисунка 2.4.1 можно отметить, что половина отказов
УШГН происходит по причине обрывов штанг.
Таблица 2.4.3 - Распределение скважин по причинам отказа ШН
|
Причины отказа
ШН
|
Количество
скважин, единиц
|
Доля скважин в
фонде, %
|
|
Механические
примеси, АСПО
|
4
|
48
|
|
Залипание
клапанов
|
2
|
26
|
|
Клин насоса
|
1
|
13
|
|
Большая
наработка
|
1
|
13
|
Распределение скважин по причинам отказа ШН представлено на
рисунке 2.4.2.
Рисунок 2.4.2 - Распределение скважин по причинам отказа ШН
Таким образом, основная доля обрывности штанговой колонны
приходится из-за повышенной вязкости и отложений АСПО.
2.5
Исследование скважин, оборудованных шсну. типичные динамограммы скважин
промыслового объекта. периодичность проведения исследования
Важным направлением производственной деятельности
нефтепромыслов являются гидродинамические исследования скважин (ГДИ). ГДИ
обеспечивают контроль за текущим состоянием разработки нефтяного месторождения,
гидродинамикой скважины и состоянием глубиннонасосного оборудования (ГНО).
Достоверность результатов ГДИ зависит от ряда организационных мероприятий и
технического состояния исследовательского оборудования. Гидродинамические
методы исследований подразделяются на четыре группы:
) замеры дебита жидкости, нефти и содержания воды в
продукции скважин. Эти исследования проводятся в целях оперативного контроля за
режимом эксплуатации скважины и разработкой месторождения в целом;
2) замеры пластового, забойного давлений, кривых
восстановления давления (КВД) или уровня (КВУ);
) потокометрические исследования по снятию профилей
притока или приёмистости по пластам или стволу горизонтальных скважин;
) специальные виды работ по изучению взаимодействия
между скважинами и пластами (гидропрослушивание).
Все гидродинамические методы исследования скважин основаны на
относительно небольшом количестве базовых операций - измерении давления, дебита
(приемистости), обводнённости, температуры.
Замер дебита жидкости добывающих скважин. При наличии
автоматизированной системы контроля (АГЗУ) и передачи информации на
диспетчерские пункты - не реже одного раза в 2 дня с продолжительностью замера
не менее 2 часов. В случае отсутствия автоматизированной системы контроля и
передачи информации - не менее одного раза в неделю. Для малодебитных скважин
(менее 5 м/сутки) время замера на АГЗУ должно составлять не менее 4 часов. При
использовании индивидуальных установок, размещаемых на устье скважины (СКЖ,
"АСМА", "УМИ"), необходимо проводить замеры после вывода
скважины на установившийся режим.
Отбор проб жидкости для определения содержания воды в
продукции скважин производится еженедельно. Допускается по скважинам с
обводнённостью менее 10 процента проводить отбор проб один раз в десять дней.
Наряду с плановыми измерениями обводнённости рекомендуется выполнять
контрольные замеры. Определение плотности попутной воды по всем обводнённым
скважинам производится один раз в квартал. Отбор проб попутной воды для
проведения шестикомпонентного анализа осуществляется:
) по всем обводнённым скважинам разрабатываемых
месторождений с постоянной минерализацией воды один раз в полугодие;
2) по вновь обводняющимся скважинам - ежеквартально до
установления постоянной минерализации воды.
По изменению шестикомпонентного состава попутной воды
производится предварительная оценка герметичности эксплуатационных колонн
добывающих скважин.
Замер забойного давления. Замер забойного давления
(динамического уровня и затрубного давления) производится один раз в квартал и
после каждого изменения режима работы скважины (смены параметров). Определение
положения динамического уровня в механизированных скважинах производится без
стравливания давления из межтрубного пространства. Обязательным условием при
замере динамического уровня является отбивка контрольного уровня через 15-30
минут. Расчет забойного давления выполняется по "Методике расчета
пластового и забойного давлений в механизированных скважинах". При замере
забойного давления в скважинах, оборудованных ШСНУ, глубинным манометром через
межтрубное пространство, после стравливания затрубного давления делается
выдержка на восстановление установившегося режима работы скважины. Величина
забойного давления, приведённого к абсолютной отметке ВНК, контролируется
построением карт изобар один раз в год.
Замер пластового давления. Замер пластового давления
(статического уровня и затрубного давления) производится не менее двух раз в
год. Состояние пластового давления на месторождениях контролируется построением
карт изобар по разбуренным объектам два раза в год. Время простоя скважины на
замер пластового давления определяется геологической службой каждого НГДУ,
исходя из коллекторских свойств пласта и насыщающих его флюидов, но не менее времени,
за которое потери в добыче жидкости составляют 30 м3 для девонских
отложений (или с вязкостью продукции менее 40 мПа. с) и 50 м3
для карбонатных и терригенных отложений нижнего и среднего карбона (или с
вязкостью продукции более 40 мПа. с).
С целью повышения достоверности и информативности
рекомендуется организовать исследования так, чтобы забойное и пластовое
давления исследовались друг за другом (по методике проведения КВУ). Это
позволит:
) значительно повысить качество исследований;
2) дополнительно оценить коэффициент продуктивности;
При исследовании пластового давления должны максимально
использоваться простои по другим причинам (ОПРС, технологические или
геологические ограничения, порыв нефтепровода).
Снятие КВУ. Исследования КВУ (КВД) производятся один раз в
три года. При разработке малоизученных объектов рекомендуется снимать КВУ один
раз в год.
Исследования скважин следует выполнять до восстановления
пластового давления с количеством экспериментальных точек не менее 20-30,
уделяя особое внимание участку кривой с наибольшим изменением давления. Чем
больше количество замеров, тем качественнее получаемая информация, на основании
которой рассчитываются фильтрационные свойства продуктивного пласта и призабойной
зоны скважины. Пластовым давлением следует считать повтор двух значений
забойного давления с отличием не более 5 процентов: для низко - и
среднедебитных скважин в течение 2 суток, для высокодебитных (более 50 м3/сутки)
- в течение 3-4 часов.
Все виды исследований по контролю за состоянием разработки и
технического состояния эксплуатационных колонн в ходе внедрения методов
повышения нефтеотдачи пластов должны определяться специальной программой работ
и планом на проведение ОПР.
При проведении ГТМ, связанных с изменением состояния
призабойной зоны, а также с изоляцией или приобщением пластов, для достоверного
определения эффективности работ необходимо обязательное определение параметров
пласта и призабойной зоны по схеме "исследование - воздействие - исследование".
При этом обязательными также являются измерения дебита и обводнённости. Для
оценки эффективности мероприятий по воздействию на пласт необходимо
использовать результаты, полученные при обработке кривых восстановления
(падения) давления (уровней). Для исключения субъективизма при оценке
эффективности применяемых методов следует проводить ГДИ характеристик пласта и
призабойной зоны не позднее трёх месяцев до и трёх месяцев после воздействия.
Скважины действующего фонда, находящиеся в технологическом
ограничении, следует исследовать согласно специальным программам, утверждённым
геологической службой НГДУ.
Программно - аппаратный комплекс МИКОН модель МС-101-00
предназначен для:
) определения уровня жидкости и измерения величины
давления в затрубном пространстве нефтяных скважин;
2) исследования работы скважин с глубинными штанговыми
насосами методом динамометрирования с целью контроля работы насосного
оборудования и выбора оптимальных режимов работы.
Устройства, входящие в состав аппаратной части комплекса,
предназначены для выполнения работ во взрывоопасных зонах помещений и наружных
установок. Комплекс МИКОН-101 изготавливается в соответствии с ГОСТ 22782.0-81
и ГОСТ 22782.5-78, имеет маркировку взрывозащиты и допущен для выполнения работ
во взрывоопасных зонах классов В-1, В-1г с категориями взрывоопасных смесей ПА,
ПВ, групп Т1-ТЗ. Для выполнения исследований по определению уровня жидкости и
измерению величины давления в затрубном пространстве скважин используются
следующие устройства:
) устройство приема акустических сигналов (УПАС) с
присоединенным к нему одним из устройств для формирования акустического
воздействия (клапан или устройство для генерации акустических сигналов (УГАС);
2) блок регистрации (БР).
Электрическое соединение БР с УПАС осуществляется с помощью
одного из соединительных кабелей. В УПАС установлены:
) микрофон, предназначенный для преобразования
акустических сигналов в электрические сигналы;
2) тензопреобразователь (датчик) давления,
предназначенный для преобразования давления в электрический сигнал;
) плата с электронными преобразователями сигналов
микрофона и тензопреобразователя.
Определение уровня жидкости осуществляется акустическим
методом, путем измерения времени прохождения акустического сигнала от устья
скважины до границы раздела фаз "газ - жидкость". По величине
измеренного времени и введенному значению скорости распространения
акустического сигнала производится вычисление уровня. Устройство приема
акустических сигналов (УПАС) присоединяется к патрубку затрубного пространства
исследуемой скважины и в газовую среду скважины генерируется акустический
сигнал. Генерация сигнала производится:
) путем кратковременного открытия клапана (для скважин
с избыточным давлением);
2) с помощью устройства генерации акустического сигнала
(для скважин без избыточного давления).
Воздействующий и отраженные акустические сигналы
преобразуются пьезоэлектрическими элементами микрофона, установленного в УПАС,
в электрические. Затем эти сигналы преобразуются в цифровую форму и
запоминаются в оперативной памяти блока регистрации (БР), соединенного с УПАС.
Период дискретизации процесса регистрации эхограммы составляет 2 мсек. По
зарегистрированной эхограмме микропроцессор блока регистрации выделяет,
согласно заданному алгоритму, отраженные акустические сигналы и определяет
время прохождения акустического сигнала от устья до границы раздела фаз
"газ - жидкость". Вычисление уровня производится по формуле:
(2.5.1)
- звука скорость звука для данного давления в затрубном
пространстве исследуемой скважины, выбираемая по таблице скоростей занесенной в
БР или установленной оператором.
Т - время прихода отраженного сигнала.
Вычисленное значение уровня в метрах выводится на индикатор БР.
Измерение давления осуществляется путем нормированного
преобразования сигнала тензорпреобразователя давления, установленного в УПАС, в
цифровую форму и преобразования данных микропроцессором в БР. Измеренное
значение давления выводится на устройство индикации и используется при
формировании отчета.
Для выполнения исследований по динамометрированию работы скважин с
глубинными штанговыми насосами используются следующие устройства:
1) накладной датчик динамографа (ДН);
2) блок регистрации (БР).
Электрическое соединение БР и ДН осуществляется с помощью
соединительного кабеля (МС 101.07).
В накладном датчике динамографа установлены:
) датчик перемещения, регистрирующий ускорения
движения штока;
2) плата с электронными преобразователями сигналов
нагрузки и ускорение.
Питание электронных компонентов УПАС и датчика динамограф
осуществляется от БР через соединительный кабель.
БР состоит из следующих функциональных основных узлов:
) оперативное запоминающее устройство (ОЗУ),
предназначенное для записи и обработки оперативных данных;
2) энергонезависимое запоминающее устройство,
предназначенное для записи и долговременного энергонезависимого хранения
замеров;
) клавиатура, предназначенная для ввода данных;
4) устройство индикации, предназначенное для
визуализации данных, в том числе эхограмм и динамограмм;
5) таймер - календарь с запоминающим устройством,
предназначенный для автоматизированной регистрации даты и времени выполнения
исследований.
Питание электронных компонентов электрической схемы БР
осуществляется от автономного источника питания или внешнего (АКБ автомашины)
через адаптер напряжения бортовой сети (АНБС).
Методы основаны на изучении параметров притока жидкости или
газа к скважине при установившихся и неустановившихся режимах ее работы. К
числу таких параметров относятся дебит или его изменения и давление или его
изменения.
Гидродинамические методы исследования выполняются
техническими средствами и обслуживаются персоналом. Они разделяются на
исследования при установившихся режимах работы скважины и на исследованиях при
неустановившихся режимах работы скважины. Для исследования устье скважины
оборудуют соответствующей устьевой арматурой.
Установившимся режимом работы скважины называется такой
режим, когда в течении длительного времени ее дебит и забойное давление
остаются постоянными. Существуют также исследование скважин на взаимодействие
(одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие реагирующими). Этот
метод называется "гидропрослушиванием". Основан на определении
профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта, контроль за текущей
нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.
Исследования ШСНУ необходимы для изучения притока и
построения индикаторной кривой, а также изучения работы самого насоса и
выявления причин низкого коэффициента подачи насоса.
При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на
установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется
прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному
установившемуся режиму работы скважины. Для прямого измерения забойного
давления созданы малогабаритные скважинные манометры. К косвенным методам
относятся исследования скважины на приток с замером глубины динамического
уровня жидкости в межтрубном пространстве, определяемого эхолотами. Снятие
динамограмм нагрузки на полированный шток называется динамометрией.
Программно-аппаратный комплекс "Mikon" предназначен:
) для определения уровня жидкости и измерения велечины
давления в затрубном пространстве нефтяных скважин;
2) для исследования работы скважин с глубинными
штанговыми насосами методом динамометрирования с целью контроля работы
насосного оборудования и выбора оптимальных режимов работы.
Принцип работы: для выполнения исследования по определению
уровня жидкости и измерения величины давления в затрубном пространстве скважин
используются следующие устройства:
) устройство приема акустических сигналов (УПАС) с
присоединением к нему одним из устройств для формирования акустического воздействия;
2) блок регистрации.
В УПАС установлены:
) микрофон, предназначенный для преобразования
акустических сигналов в электрические;
2) тензопреобразователь (датчик) давления,
предназначенный для преобразования давления в электрический сигнал;
) плата с электронными преобразователями сигналов
микрофона и тензопреобразователя.
) для выполнения исследований по динамометрированию
скважин с глубинными штанговыми насосами используются следующие устройства:
) накладной датчик динамографа (ДН);
) блок регистрации (БР).
Принцип определения уровня: определение уровня жидкости
осуществляется акустическим методом, путем измерения прохождения акустического
сигнала от устья скважины до границы фаз раздела "газ-жидкость". По
величине измеренного времени и введенному значению скорости распространения
акустического сигнала производятся вычисления уровня.
В управлении процессом глубиннонасосной добычи нефти
важнейшим источником информации о работе насоса являются данные
динамометрирования, которые увязывают типоразмер спущенного в скважину
оборудования, характеристику станка-качалки, глубину спуска насоса и
динамический уровень, дебит скважины, обводненность. Динамограмма работы
штангового глубинного насоса представляет собой запись усилий. На практике
используются динамограммы по перемещению точки подвеса штанг.
Сформированный замер, содержащий все необходимые данные может
быть сохранен в энергонезависимой памяти для последующего ввода в персональный
компьютер с целью дополнительного анализа и ввода измеренных значений в состав
базы данных.
Измерение давления осуществляется путем нормированного
преобразования сигнала тензопреобразователя давления, установленного в УПАС, в
цифровую форму и преобразования данных микропроцессором в БР. Метод регистрации
динамограммы:
Измерение нагрузки на устьевой шток с помощью накладного
датчика осуществляется путем прямых измерений изменения диаметра штока и
вычисления изменения нагрузки, вызвавших эти изменения диаметра штока.
Периодичность проведения ГДИ должна определяться
запроектированной системой разработки и должна обеспечивать достоверность
данных о динамике изменения параметров пласта и определения их средних величин
за определённый период по единичным измерениям.
Периодичность проведения гидродинамических, геофизических и
геохимических исследований по контролю за разработкой Аллагуловского нефтяного
месторождения представлена в таблице 2.5.1.
Таблица 2.5.1 - Периодичность проведения исследований по
контролю за разработкой Аллагуловского нефтяного месторождения
|
Показатели
|
Периодичность
|
|
Забойное
давление (Рзаб)
|
1 раз в квартал
|
|
Пластовое
давление (Рпл)
|
1 раз в
полугодие
|
|
Замер дебита
жидкости (Qж)
|
1 раз в 2 дня
|
|
Снятие КВУ
(КВД)
|
1 раз в 3 года
|
|
Динамический
уровень (Ндин)
|
1 раз в квартал
|
|
Статический
уровень (Нстат)
|
1 раз в полугодие
|
|
Отбор проб
|
|
|
Для определения
содержания воды
|
Еженедельно
|
|
Определение
плотности воды
|
1 раз в квартал
|
|
6-ти
компонентный анализ
|
1 раз полугодие
|
Далее приведем типовые динамограммы.
|
 Выход плунжера из насоса
|
 Наличие газа в насосе
|
|
 Подклинивание плунжера в насосе
|
 Влияние ВНЭ на работу насоса
|
|
 Высокая посадка плунжера
|
 Забит фильтр насоса
|
|
 Низкая посадка плунжера
|
 Утечки в нагнетательной части насоса
|
Рисунок 2.5.1 - Типовые динамограммы
Охват фонда скважин плановыми гидродинамическими
исследованиями должен быть предельно максимальным, с равными промежутками
времени между ними.
Таким образом, важным направлением производственной
деятельности нефтепромыслов являются гидродинамические исследования скважин
(ГДИ). ГДИ обеспечивают контроль за текущим состоянием разработки нефтяного
месторождения, гидродинамикой скважины и состоянием глубинно-насосного
оборудования (ГНО).
Все гидродинамические методы исследования скважин основаны на
относительно небольшом количестве базовых операций - измерении давления, дебита
(приемистости), обводнённости, температуры.
3. Расчетный
раздел
3.1 Подбор
оборудования для эксплуатации шсну. расчет параметров работы и надежности ШСНУ
Производим расчет и подбор ГНО для эксплуатации ШСНУ. Вариант
компоновки УШГН включает следующие параметры: глубину спуска штангового насоса
Нсп, диаметр плунжера Дпл и тип ШГН, конструкцию колонны НКТ и штанг.
Рассчитаем также все параметры работы установки.
Исходные данные для расчета:
Глубина скважины Lс = 1600 метров
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,132 метра
Планируемый дебит жидкости Qж = 26,2 м3/сутки
Объемная обводненность продукции βв = 0
Плотность дегазированной нефти Рн =850 кг/м3
Плотность пластовой воды Рв = 1100 кг/м3
Плотность газа при стандартных условиях Рг = 1,4 кг/м3
Вязкость воды Vв = 10-6 м2/с
Вязкость нефти Vн = 3×10-6 м2/с
Газовый фактор Го = 59,4 м3/т
Давление насыщения нефти Рнас = 9 МПа
Устьевое давление Ру = 1,5Мпа
Средняя температура на глубине спуска насоса Т = 303 0К
Объемный коэффициент нефти (при Р = Рнас) вн = 1,16
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:
Qсм (Рпн) = Qж (Рпн) + Vгв (Рпн); (3.1.1)
Где Qж (Рпн) - расход жидкости, м3/с
Расход нефти:
Qж (Рпн) = Qнд вж (Рпн) / (1 - βв) (3.1.2)
Где Qнд - дебит дегазированной нефти, м3/с
вж (Рпн) - объемный коэффициент жидкости
Qнд = Qж (1 - βв) (3.1.3)
Qнд = 2,67×10-4 (1-0) =
2,67×10-5 м3/с
вж (Рпн) = вн (Рпн) (1 - βв) + вв (Рпн) ?вв (3.1.4)
где вн (Рпн) - объемный коэффициент нефти;
вв (Рпн) - объемный коэффициент воды (вн (Рпн)
= 1)
вн (Рпн) = 1+ (вн-1) [ (Р-Ро) / (Рнас-Ро)] 0,25
(3.1.5)
Где вн - объемный коэффициент нефти при Р = Рнас
вн (Рпн) = 1+ (1,16-1) [ (9-0,1) / (9-0,1)] 0,25
= 1,16
вж (Рпн) = 1,16 (1-0,78) + 1×0,78 = 1,09
Qж (Рпн) = 2,67×10-5 ×1,09/ (1-0,78) = 11,02×10-5 м3/с
Расход свободного газа:
Vга (Рпн) = [Го (Рнас) - Го (Рпн)] Z РоТQнд/Рто (3.1.6)
Где Го (Рнас) - газовый фактор, т.е. количество растворенного
газа при давлении равном давлению насыщения;
Го (Рпн) - количество растворенного газа для условий приема
насоса.
Го (Рпн) = Го (Рнас) [ (Р-Ро) / (Рнас-Ро)] 0,5
(3.1.7)
Го (Рпн) = 59,4 [ (9-0,1) / (9-0,1] 0,5 =14,2 м3/м3
Vгв (Рпн) = [59,4-14,2] ×1×0,1×194,56×2,67×10-5/ (2,5×273) = 4,3×10-5 м3/с
Расход газожидкостной смеси:
Qсм (Рпн) = 11,02×10-5 +4,3×10-5 = 1,55×10-4 м3/с
= 11,75 м3/сут
Выбираем диаметр скважинного насоса по диаграмме А.Н.
Адонина. При Qсм
(Рпн) = 11,75 м3/сут и Lн = 1224 м выбираем насос диаметром Дпл = 28 мм.
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.
Выбираем колонну НКТ с учетом откачки вязкой жидкости на один
размер больше, чем расходуемый. В итоге диаметр НКТ наружный 60,3 метра,
внутренний 50,3 метра. Используем трубы гладкие с группой прочности стали Д.
Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса.
Коэффициент сепарации газа у приема насоса определяется по приближенной
формуле:
Гс = [1- (Дтн/Дэк) 2] / [1+0,93Qэк (Рпн) / (wsД2эк)] (3.1.8)
Где ws - относительная скорость движения газа на
участке приема насоса, принимаем равным 0,17 м/с.
Гс = [1- (60,3/132) 2] / [1+0,93×1,1893×10-4/ (0,17×0,1322)] = 0,7628
Трубный газовый фактор определяется по формуле:
Го’ = Го (Рнас) - [Го (Рнас) - Го (Рпн)] Гс (3.1.9)
Го’ = 59,4 - [59,4-14,2] × 0,7628 =29,8 м3/м3
Скорректированное значение давления насыщения соответствующее
"трубному" газовому фактору:
Рнас’= (Го’/Го (Рнас)) 1/с (Рнас-Ро) + Ро (3.1.10)
Где с - коэффициент принимаем равным 0,5
Рнас’ = (29,8/10,5)) 1/с (9-0,1) + 0,1 = 2,3 МПа
Рассчитаем расход свободного газаVгв (Рпн) и газожидкостной
смеси с учетом коэффициента сепарации:
Vгв’ (Рпн) = Vгв (Рпн) (1 - Гс) (3.1.11)
Vгв’ (Рпн) = 3,021× 10-5
(1-0,7628) = 7,1658× 10-6 м3/с
Qсм’ (Рпн) = Qж (Рпн) + Vгв (Рпн)
Qсм’ (Рпн) = 1,1893× 10-4 +7,1658× 10-6 = 1,2610×10-4 м3/с
= 10,8947 м3/сутки
Определяем давление на выходе насоса.
Давление на глубине спуска насоса Lн определяем по кривой распределения
давления в НКТ. Принимаем давление на выходе насоса Рвн = 12,5 МПа больше
Рнас’, следовательно газ в продукции отсутствует.
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 = 1,14
Qж (Рвн) = 1,14×2,5463×10-5/ (1-0,78) = 1,1221×10-4 м3/с
Го (Рвн) = Го (Рнас’) = 9,8 м3/м3
Vгв (Рвн) = 0
Qсм (Рвн) = Qж (Рвн) = 1, 1922×10-4 м3/с
= 10,3 м3/сутки
Определим потери давления в клапанных узлах.
Расходы газожидкостной смеси через всасывающий и
нагнетательный клапаны определены ранее:
Qкл вс = Qсм’ (Рпн) = 1,2610×10-4 м3/с
Qкл н = Qсм’ (Рвн) = 1,1221×10-4 м3/с
Максимальная скорость движения продукции Vmax в отверстии седла
клапана:
Vmax = 4Qкл/d2кл
Где dкл - диаметр отверстия седла клапана для невставочного насоса
обычного исполения диаметром 28 миллиметров.
Dкл н = dкл вс = 0,011 м
Vmax вс = 4×1,2610×10-4 /0,0112 = 3,1688 м/с
Vmax н = 4×1, 1922×10-4 /0,0112 = 3,9412 м/с
Соответствующее данной скорости число Рейнольдса:
Rе кл = Vmax dкл/Vж
Где Vж - климатическая вязкость жидкости, содержание которой в
откачиваемой продукции наибольшее.
Rе кл вс = 4,1686×0,011/1×10-6 = 4,5855×104
Rе кл н = 3,9416×0,011/1×10-6 = 4,3358×104
По графикам Степановой определяем коэффициент расхода клапана
ζ кл в зависимости от числа Рейнольдса.
ζкл н = ζкл вс = 0,4
Перепад давления в клапане:
∆Ркл = Vmax Ржд / 2ζкл2
Где Ржд - плотность дегазированной жидкости.
Ржд = Рнд (1-βв) + Рв βв (3.1.12)
Ржд = 911 (1-0,78) + 1189,5×078 = 1192,79 кг/м3
∆Ркл вс= 4,16882×1192,79/ (2×0,42) =
61459,5 Па = 0,0614 МПа
∆Ркл н= 3,94162×1192,79/ (2×0,42) =
56245,1 Па = 0,0562 МПа
Рассчитаем давление в цилиндре насоса при всасывании и
нагнетании:
Рвс ц = Рпн - ∆Ркл вс (3.1.13)
Рн ц = Рвн + ∆Ркл н (3.1.14)
Рвс ц = 2,5-0,0607 = 2,4393 МПа
Рн ц = 12,5 + 0,0543 = 12,5543 МПа
Расчет утечек в зазоре плунжерной пары
Рассчитаем утески в зазоре плунжерной пары нового насоса по
формуле А.М. Пирвердяна:
gут= 0,262 (1-1,5Сэ2) Дпл б3 (Рвн - Рвс ц) / (Рж Qж Lпл) (3.1.15)
где Сэ - относительный эксцентриситет расположения плунжера в
цилиндре
(Cэ = 0,5).
Lпл - длина плунжера 9Lпл = 1,2 метра
Б - зазор между плунжером и цилиндром (б = 0,5˟10-4)
gут=0,262 (1-1,5×0,52) ×0,028 (0,5×10-4) 3
(12,5-2,4393) ×106/1192,79×10-6× 1,2=9,121×10-6 м3/с
Проверим характер течения в зазоре:
Re = gут/ πДVж (3.1.16)
Re = 9,121× 10-6/3,14×0,028×10-6 = 101,1
меньше Re пр = 103
Следовательно режим течения жидкости в зазоре ламинарный.
Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса.
При Рвс ц меньше Рнас’ в цилиндре при всасывании имеется
свободный газ. Характеристики продукции скважины при Рвс ц определим по
формулам, использованным в первом пункте.
вн (Рвс ц) = 1+ (1,169-1) [ (2,4393-0,1) /
(3,9-0,1)] 0,25 = 1,132
вж (Рвс ц) = 1,132 (1-0,78) + 1×0,78 = 1,029
Го (Рвс ц) = 60,78 [ (2,4393-0,1) / (3,9-0,1)] 0,5 =
32,4145 м3/м3
Vгв (Рвсц) = [ (39,8097-32,4145) ×1×0,1×294,56×2,5463×10-5] / (273×2,439) = 0,89×10-6 м3/с
Qж (Рвс ц) = 11,89×10-5 +7,8987×10-6 = 1,2672×10-4 м3/с
= 10,82 м3/сутки
Qсм (Рвс ц) = Qж (Рвн) = 1, 1922×10-4 м3/с
= 10,3 м3/сутки
вн (Рнас’) = вн (Рвн) = 1,1368
В общем случае зависимость для расчета коэффициента наполнения
ηнап = (1-lут) / (1+R) бη (3.1.17)
Где lут = gут / [2Qсм (Рвс ц)] (3.1.18)
R = Vг св (Рвс ц) / [Qж (Рвс ц)] (3.1.19)
бηi= твр Кηi / (1+R) (3.1.20)
lут = 0,9451× 10-5/ (2×1,2672×10-4) = 0,0373
R = 7,8987×10-6 /11,89×10-5 = 0,0664
Рассмотрим несколько вариантов работы насоса.
i = 1. Вредное пространство насоса заполнено только жидкостью.
Кη1= 0, бη1 = 1, ηнап = (1 - lут) / (1+R) (3.1.21)
ηнап = (1 - 0,0373) /
(1+0,0664) = 0,9023
i = 2. Свободный газ и вода равномерно распределены в объеме
цилиндра.
Кη2= (1+R) / [1+R (Рвс ц/Рнц)] - 1
(3.1.22)
Кη2 = (1+0,0664) / [1+0,0373
(2,4393/12,5543)] - 1 = 0,0579
Принимаем отношение объема вредного пространства объем
цилиндра.
твр - 0,2
Бη2 = 0,2×0,0579/ (1+0,0664) = 0,0101
ηнап = 0,9033 - 0,0101 =
0,8932 i
= 3.
К моменту открытия нагнетательного клапана весь газ
растворится в нефти.
Кη3 = вж (Рвс ц) /
[1+R/ (1-βв)] / [вж (Рнас’)] - 1 (3.1.23)
Кη3 = 1,029/ [1+0,0658/
(1-0,78)] /1,1368-1 = 0,1821
Бη3 = 0,2×0,1821/ (1+0,0658) = 0,0392, ηнап = 0,9033 - 0,0392 = 0,8641
i = 4. Если принять lут = 0, βв = 0, вж (Р) = 1, то получим
ηнап4 = (1 - тврR) / (1+R) (3.1.24)
ηнап 4 = (1+0,2×0,0658) / (1+0,0658) = 0,9259
Фактический коэффициент наполнения заключен в интервале
,8707 < ηнап < 0,9033, средний ηнап = (0,8641+0,9023) /2 = 0,883
Расчет коэффициента усадки нефти.
ηрг = 1 - [вж (Рвс ц)
- 1] × ( (1 - βв) / (вж (Рвс ц))
(3.1.25)
ηрг = 1 - [1,029-1] × (1-0,78) /1,029 = 0,9899
Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки.
Подача насоса Wнас при получившемся коэффициенте наполнения определяется по
формуле:
Wнас = Qж (Рвс ц) / ηнап (3.1.26)
Wнас = 10,89×10-5/0,883 =
0,3356×10-4 м3/с
Требуемая подача определяется как:
Wнас = Fпл Sпл N (3.1.27)
Где Fпл, Sпл, N - соответственно площадь поперечного сечения плунжера, м2;
длина его хода, м; число двойных ходов, с-1.
Необходимая скорость откачки из предыдущей формулы:
SплN = Wнас/Fпл (3.1.28)
SплN = 1,3405×10-4/ 6,1575×10-4 = 0,2177 м/с = 13,06 м/минут
В качестве первого приближения задаем Sпл = 1,8 метра, тогда N = 0,2177/1,08 = 0,1209
или n
= N×60 = 7,26 качаний в минуту.
Выбор конструкции штанговой колонны.
Выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали
нормализованной при [Гпр] = 70МПа. Диаметр штанг нижней ступени dшт1 = 16 мм, dшт2 = 19 мм, l1/ l2 = 34/66.
Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока.
Режим работы ШСНУ принято делить на статический и
динамический по критерию динамического подобия (критерий Коши).
Мд = wlн/а
Где а - скорость звука в штанговой колонне (а = 4900 м/с)
Lн - длина колонны штанг, м
w - частота вращения вала кривошипа
w = 2πN = 2×3,14×0,1209 = 0,76
Mд = 0,76×1100/4900 = 0,171
Мд < 0,3, следовательно режим течения статический и потери
хода плунжера рассчитываем по следующим формулам:
Λшт = [∑ (Еi/fшт i)] (Рвн-Рвс ц) Fпл Lн / Е (3.1.29)
Λтр = (Рвн-Рвс ц) Fпл Lн/ (Е fшт’) (3.1.30)
Где Еi - для длины штанг с площадью сечения fшт I в общей длине штанговой
колонны;
Е - модуль упругости материала штанг, Е = 2˟10-5
МПа
Λшт =
(0,34/2,83+0,66/2,01) (12,5-2,4393) ×6,1575×10-4×1100/2×105×10-4) = 0,153
м
Λтр = (12,5-2,4393) ×6,1575×10-4×1100/ (2×105 ×8,7×10-4) = 0,039
м
Потери хода плунжера, а также длина хода полированного штока.
Λ = Λшт + Λтр (3.1.31)
Λ = 0,153+0,039 = 0, 192
метра
S = Sпл + Λ (3.1.32)
S = 1,8+0, 192 = 1,0992= (Sпл + Λ) cosМд (3.1.33) = (1,8+0, 192) cos0,171 = 1,992 м
Длина хода полированного штока S = 1,992 метра
Коэффициент подачи ШСНУ:
ηпод = ηнап× ηрг Sкл / S (3.1.34)
ηпод = 0,887×0,9942×1,992/1,8 = 0,976.
Максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора
определим по эмпирической формуле Ф.А. Рамазанова.
Мкр = 300×s + 0,2365
(Pmax - Pmin) ×S (3.1.35)
Мкр = 300×1,992+0,2365
(30,816-12,503) ×103×1,992=9225,0 Н×м = 923 кН×м.
Выбираем станок-качалку СК 4-2,1-1600, с превышающим паспортными
грузоподъемностью и крутящим моментом над расчетными показателями. Принимаем S = 2,1 метра, тогда n = 1,992×7,26/2,1 = 6,887 мин-1
Расчет энергетических показателей работы ШСНУ.
Полезная мощность:
Iполез = (Рвн - Рпн) Qнд / (1 - βв) (3.1.36)
Iполез = ( (12,5-2,5×106) ×2,546×10-5) / (1 -
0,78) = 1157,3 Вт
Потери мощности от утечек жидкости:
ίут = 1/ [1+qут (1 - βв) / (2Qнд)] (3.1.37)
ίут = 1/ [1+9,4507×106 (1 - 0,78) / (2×2,5463×10-5)] = 0,9608
Потери мощности в клапанных узлах:
Iкл = Qнд (∆Ркл вс + ∆Ркл н) / (1 - βв) (3.1.38)
Iкл = 2,5463×10-5
(0,0607-0,0543) ×106/ (1 -
0,78) = 13,3 Вт
Мощности, расходуемые на преодоление механического и
гидравлического трения штанг в трубах и трения плунжера в цилиндре.
Iтр мех = 2 lшт S Nαmax (Ршт’ + Рж)
Iтр мех = 2×0,25×2,1×0,1148×0, 2094 (18,576 + 6,2) ×103 = 625,3 Вт
Iтр г = π3 (SN) 2 ×Qж Рж Lн Мшт (3.1.39)
Iтр г=3,143 (2,1×0,1148) 2 ×13×10-6 ×1065,7×720 (0,66×2,4795+0,34×3,36) =45,3 Вт
Iтр пл = 2 Ртр пл SN (3.1.40)
Iтр пл = 2×0,378 × 103 2,1×0,1148 = 182,3 Вт
Затраты мощности в подземной части установки:
Iпч = Iполез/ηут + Iкл + Iтр мех+ Iтр г+ Iтр пл (3.1.41)
Iпч = 1157,3/0,9608+13,3+625,3+76, 19+182,3 = 2101,6 Вт
КПД подземной части установки:
ηпч = Iполез/Iпч
ηпч = 1157,5/2101,6 -
0,5508 (3.1.42)
Согласно рекомендациям принимаем ηэд = 0,75, ηск = 0,8, тогда общий КПД
установки:
ηшсну = ηпч × ηск ×ηэд (3.1.43)
ηшсну = 0,5508×0,8×0,75 = 0,3305
Iполез = Iполез / ηшсну (3.1.44), Iполез = 1157,5/0,3305 =
3502,3 Вт
Определим также полную потребляемую мощность по методике Б.М.
Плюща и В.О. Саркисяна. к1 = 6,0 - коэффициент, зависящий от типа
станка-качалки.
Iполн = (103/0,97) (к1+ (к2РжS/9,8)) N (3.1.45)
Где к2 определяется как:
к2 = 1,26×10-2 √ η2 под+0,28 (1+3,6×10-4SN2 /Д3 пл
(3.1.46)
к2 = 1,26×10-2 √
0,9782 +0,28 (1+3,6×10-42,1×0,11482 /0,0283 = 1,471×10-2
Iполн = (103/0,97) (6+ (1,471×10-2×6200×2,1/9,81)) ×0,1148 = 3019 Вт = 3,02
кВт
Выбираем электродвигатель АОП2-41-4. Удельный расход энергии
на подъем жидкости и нефти:
Ауд ж = Iполн (1-βв) /QндРжд (3.1.47)
Ауд ж = 3502,3 (1-0,78) /2,546×10-5×1065,7 = 2,84×104Дж/кг
Ауд ж’ = Ауд ж /3,6×103 (3.1.48)
Ауд ж’ = 2,84×104/3,6×103 = 7,889 кВт×ч/т,
Ауд н = Ауд ж’ / (1-βв) (3.1.49)
Ауд = 7,889/ (1-0,78) = 35,86 кВт×ч/т (3.1.50)
Суточный расход электроэнергии:
Wсут = 24×10-3×Iполн (3.1.51),
Wсут = 24×10-3×3502,3 = 84,06 кВт×ч/сут
Оценка показателей надежности и коэффициента эксплуатации
ШСНУ.
По формуле А.С. Вирнавского вероятная частота обрывов
штанговой колонны можно оценить:
φ1 = Сп’ (Дпл/dшт) 3,27к+0,13
(Lн/1000) 2к+1 (3.1.52)
Где Сп’ и к коэффициенты, зависят от усталостной прочности
материала (к = 0,9); Вп’ = 0,533
φ1 = 0,533 (0,028/0,019) 3,27*0,9+0,13
(1100/10000) 2*0,9+1 = 3,0606 обрыв/год
Оценим число обрывов по следующей формуле:
φ = 0,012 (В’’-1) ×А’’ (9,8Гпр м) В’’ (3.1.53)
Где А’’ и В’’ - числовые коэффициенты, зависящие от диаметра
плунжера.
φ = 0,012 (1,52-1) ×0,32 (9,8 ×47,668) 1,52 /
(57-47,668) ×9,8 = 4,006 обрыв/год
Для штанг из легированной стали 20 НМ, [Гпр м] = 74МПа
φ = 0,012 (1,52-1) ×0,32 (9,8 ×47,668) 1,52 /
(74-47,668) ×9,8 = 1,4197 обрыв/год
Количество ПРС не связанных с обрывом штанг nпрс = 1 ремонт/год
Общее число ремонтов в год:
Nрем = φ1 + nпр (3.1.54), Nрем = 1,4197+1 = 2,4198
ремонт/год
Затраты времени на подземный ремонт:
Трем = tр1φ1+tр2 φ2+tож Nрем (3.1.55)
Трем = 20×1,4197 + 201,0 + 30×2,4197 = 120,99 час
Межремонтный период работы установки:
Тмрп = (Тк-Тпем) /Nрем (3.1.56)
Где Тк - календарное время 8760 ч или 365 дней
Тмрп = (8760-120,985) /2,4197 = 3570,3 часов = 148,8 сутки
Коэффициент эксплуатации скважин:
ηэ = 1- (Трем+tорг) /Тк (3.1.57)
ηэ = 1- (120,99+30) /8760
= 0,9828
Суммарный годовой отбор нефти из скважины:
Qн год = 365 Qжд (1-βв) ηэ Рнд (3.1.58)
Qн год = 365×10 (1-0,78) × 0,9828×920 = 6,92×105 кг/год = 692 тонн/год
Таким образом, выбираем насос 25-125-RHAM II группой посадки и
клапанными узлами обычного исполнения, так как глубина подвески насоса менее
1224 метра, а также станок-качалку СК 4-2,1-1600, с превышающим паспортными
грузоподъемностью и крутящим моментом над расчетными показателями. Принимаем S = 2,1 метра, тогда n = 6,887 мин-1.
3.2
Направления совершенствования эксплуатации шсну предлагаемые мероприятия
Насосный способ эксплуатации и планируемая обводненность
продукции скважин способствуют появлению сопутствующего процесса - образованию
водонефтяных эмульсий или АСПО, повышающих нагрузку на ТПШ.
Два этих процесса в совокупности с конструктивными
особенностями скважин (наклонностью ствола) неизбежно приведут к снижению
(межремонтный период) МРП по причине обрыва штанг, снижению ресурса работы
насосов.
Рисунок 3.2.1 - Скважинный насос ВУ - 11 - 89
- переключатель потоков; 2 - хвостовик (три трубы НКТ); 3 - якорь нефти и газа; 4 - приемный патрубок насоса; 5 - скважина; 6, 7 - отверстия соответственно для поступления воды и нефти.
Для уменьшения вязкости и предотвращения АСПО на подземном
оборудовании на Аллагуловском месторождении применяются химические, термические
и механические методы обработок скважинного оборудования.
Для предотвращения отложений АСПО, снижения вязкости, фазового
разделения эмульсий рекомендуется:
1) Проводить ревизию штанг при СПО, изношенные заменять
на новые или ревизированные. Подвеску штанг с большой наработкой заменять на
новую или прошедшую контроль в сервисной организации и подготовленную к работе.
Для снижения нагрузок на штанги периодически проводить промывки горячей нефтью
и при необходимости, проводить перекомпоновку штанг согласно расчёта.
2) Использовать штанговращатели в скважинах склонных к
самопроизвольному отвороту штанг, включить в подвеску шарнирные штанги (с целью
проведения испытания).
) Применять клапана в износостойком исполнении (из
карбида вольфрама).
) Закачивать реагент комплексного действия СНПХ - 7963
в дозировке 100г/т. Реагент подается устьевыми дозаторами в затрубное
пространство, что не эффективно т.к. реагент не сразу попадает в насос.
) Для борьбы с отложениями АСПО использовать
"скребки-центраторы” для механической очистки внутренней поверхности НКТ
от АСПО, предотвращают истирание штанг.
Для категории скважин, в которых зона отложений начинается
выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа, наиболее дешевым и
технологически эффективным является применение механического метода борьбы с
АСПО, заключающегося в применении в составе штанговой колонны в зоне отложений
штанг со скребками в сочетании с применением в канатной подвеске привода
штанговращателя. Для условно вертикальных скважин (с углами наклона не более 8
- 10 градусов), а также на условно-вертикальных участках наклонно-направленных
скважин рекомендуется применение наиболее дешевых пластинчатых металлических
скребков, закрепляемых на штангах на расстоянии друг от друга не более длины
хода подвески штанг. На криволинейных и наклонных участках скважин
рекомендуется применение штанг со скребками-центраторами, в ряде случаев в
комбинации с пластинчатыми скребками.
Скребки-центраторы из полимерных материалов имеют массовое
успешное применение. Очистка поверхностей НКТ происходит при
возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. Промысловая практика
показывает, что применение скребков и скребков-центраторов весьма эффективно и
этот метод следует считать приоритетным при выборе способов предотвращения
осложнений, связанных с АСПО в НКТ и на штанговой колонне. При применении
механического метода борьбы с АСПО с использованием скребков-центраторов
необходимо учитывать и возможность проявления в определенных условиях некоторых
негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах при
движении объемных скребков-центраторов в вязкой среде. Увеличение максимальной
и уменьшение минимальной нагрузки приводит к увеличению приведенного напряжения
цикла и в ряде случаев может привести к некоторому снижению ресурса работы
штанговой колонны в скважинах, продукция которых склонна к образованию стойких,
высоковязких эмульсий. В таких скважинах число скребков центраторов должно быть
минимально необходимым.
3.3 Расчет
прелагаемого метода увеличения мрп скважин
Технологический эффект при проведении реанимации складывается
из:
) дополнительной добычи за счет сокращения простоя
скважины при ожидании ПРС,
2) экономии на проведении ПРС;
) экономии на транспортных услугах.
Дополнительная добыча появляется за счёт снижения времени на
текущий ремонт скважины и от внедрения штанг со скребками - центраторами на
скважинах.
При изменении межремонтного периода работы скважин, прирост
добычи нефти определяется по формуле:
,
где Т1,, Т2 - межремонтный период до
и после проведения мероприятия, сутки;
qср - среднесуточный дебит по 17 скважинам, т/сутки;
N - количество скважин, на которых было проведено мероприятие по
увеличению МРП;
tр - продолжительность одного подземного ремонта, сутки;
T1 =282 сут; T2 =455
сут; N =4; qср =7,3 т/сут; Tр
=2,5 сутки.
Среднее время от остановки скважины до её запуска после спуска
штанг со скребками-центраторами составляет 60 часа.
За счёт увеличения МРП скважин произойдёт экономия на текущем
ремонте скважин. Изменение затрат на содержание и эксплуатацию оборудования по
ЦПРС:
,
где СПРС - стоимость одного подземного ремонта,
рублей;
СПРС =364700 руб;
Таким образом получили увеличение МРП и дополнительную добычу.
Результаты расчетов представим в таблице 3.3.1.
Таблица 3.3.1 - Технологическая эффективность спуска штанг со
скребками центраторами
|
Показатель
|
Единица измерений
|
До внедрения
|
После внедрения
|
Разница
|
|
Дополнительной
добычи
|
тонн
|
-
|
36,1
|
36,1
|
|
МРП средний по
17 скважинам
|
сут.
|
282
|
455
|
173
|
Внедрение скребков-центраторов позволяет снизить количество
подземных ремонтов скважины. Это приводит к увеличению коэффициента
эксплуатации фонда скважин.
Таким образом, исходя из полученных данных, можно сделать
вывод о том, что внедрение скребков-центраторов на скважинах технологически
эффективно, так как наблюдается прирост добычи нефти и увеличение МРП.
3.4 Выводы и
рекомендации по дальнейшей эксплуатации скважин ШСНУ
Особенность геологического строения пластов заключается в
том, что коэффициент пористости меняется по всей площади от 0,15 процента до
0,2 процента, коэффициент проницаемости от 0,099 до 0,880 мкм2, а
нефтенасыщенность от 67 до 80 доли единиц. Пласт А2+А3
сложен органогенными, органогенно-обломочными и микрокристаллическими, поровыми
и местами микротрещиноватыми известняками с прослоями аргиллитов. Пласт Б2
сложен песчаниками кварцевыми, мелко - и среднезернистыми, пористыми с
прослоями глин и аргиллитов.
Учитывая многопластовость Аллагуловского месторождения,
важной особенностью является возможность использования пробуренного фонда
скважин для этих обоих из продуктивных отложений.
Нефти всех объектов по технологической классификации (ГОСТ
912-66) относятся к 3 классу: высокосернистые (2,94 - 4,4 процента),
высокопарафинистые (0,8-14 процентов), высокосмолистые (от 20 до 38 процентов и
от 4 до 18,5 процента асфальтенов), нефти высоковязкие (59 - 173 МПа·с), суммарный
газовый фактор невысокий (3,3 - 9,6 м3/т), в растворенном газе
большое содержание азота (41 - 63 процента).
Текущее состояние разработки Аллагуловского месторождения -
удовлетворительное. Всего в настоящее время на Аллагуловском месторождении
пробурено 17 скважины, 3 скважины ликвидированы. Исходя из динамики показателей
разработки Аллагуловского месторождения пик добычи приходится на 2002 - 2004
года.
Все скважины Аллагуловского месторождения работают
механизированным способом. Выбор способа эксплуатации был сделан в пользу
использования ШСНУ.
Проанализировав технико-эксплуатационные характеристики фонда
скважин рассматриваемого промыслового объекта выяснилось, что основной фонд
механизированных скважин эксплуатируется в интервале дебитов до 5 т/сутки.
Половина действующего фонда имеет практически безводную нефть. Предпочтение
отдается вставным насосам типа 25-125-RHAM и 25-225-THM.52,9 процента скважин
работают длиной хода равной от 2,5 до 3 метра. Максимальное количество качаний
у 5,9 процента скважин (от 5 до 6 мин-1).
Основную часть отказов составляют обрывы штанг из-за
повышенной вязкости и отложений АСПО.
Внедрение скребков-центраторов на скважинах Аллагуловского
месторождения технологически эффективно, так как заметно снижается количество
ремонтов и наблюдается прирост добычи нефти.
Заключение
В ходе выполнения итогового аттестационного проекта
рассмотрены все методы и способы борьбы с парафином применяемые в ОАО
"Ульяновскнефть" Аллагуловского м-ия. Каждый из рассмотренных методов
имеет свои положительные и отрицательные стороны. Рекомендации для применения
того или иного способа борьбы с парафином необходимо осуществлять для каждой
конкретной скважины, основываясь на сведениях о её эксплуатации, анализируя
затраты на проведение профилактических работ, причём приоритетным является
такой метод, который является самым эффективным и экономически выгодным, не
требующим больших затрат.
Аллагуловском месторождение самые эффективные результаты дает
метод использования скребков центраторов. Как видно из анализа применения
методов борьбы с АСПО, при этом происходит значительное увеличение
межремонтного периода и наблюдается прирост добычи нефти.
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 глубинно-насосного оборудования.
Для увеличения эффективности и снижения затрат при выполнении
мероприятий по борьбе с АСПО, предлагаю:
. Использовать системный подход при планировании мероприятий.
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.
. По каждому применяемому методу вести расчет экономической
эффективности с целью рационального выбора малозатратных технологий.
. Необходимо повысить качество расследований всех случаев
запарафинивания подземного оборудования с выявлением причин отказов.
. Выявлять следствия отложений АСПО на глубинно-насосном
оборудовании с классификацией по признакам: отложения АСПО являются основной
причиной подземного ремонта, отложения АСПО привело к осложнениям в процессе
ремонта и повлияло на отказ оборудования, отложения АСПО не привело к
осложнениям в процессе ремонта.
. Необходимо следить за максимальной нагрузкой на
полированный шток.
. Скребки-центраторы применять совместно со штанговращателем.
. Периодически производить проверку работы штанговращателя.
. Ежеквартально проводить анализ выполнения мероприятий по
борьбе с АСПО.
. Перенимать опыт работы в области борьбы с АСПО, у тех
компаний, где есть хорошие результаты.
Литература
1. Акульшин
А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра 1989.
2. Амиров
А.Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин
М.: Недра 1979.
3.
Гиматудинов Ш.К. - Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974.
.
Каплин Л.С., Ранетдинов У.З. - Введение в технологию и технику нефтедобычи, -
Уфа ПКФ Конкорд - Инвест, 1995 г.
.
Мухаметзянов А.К. Чернышов И.Н. Линерт А.И. - Добыча нефти штанговыми насосами.
- М.: Недра 1993 г.
.
Гуськова И.А., Захарова Е. Ф." Методические указания по оформлению
курсовых и дипломных проектов в соответствии с требованиями ЕСКД"
Типография Альметьевского нефтяного института.
.
Ибрагимов Н.Б., Фадеев В.Г. Комплексные технологии борьбы с АСПО.
.
Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубинно - насосная добыча вязкой нефти. Уфа.
Башкирское книжное издательство, 1992 г.
.
Геологический отчет по Аллагуловскому месторождению за 2010 г.
.
Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. М., Недра 1983 г.
.
Проект разработки Аллагуловского месторождения, 1992 г.
.
Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамографом - М.:
Гостоптехиздат, 1960. - 127 с.
.
Методические указания по организации и выполнению дипломного проекта для
студентов специальности 130503.65 "Разработка и эксплуатация нефтяных и
газовых месторождений" для студентов всех форм обучения.
Обозначения и
сокращения
ГЗУ - групповая замерная установка;
ГПЗ - газоперерабатывающий завод;
ВНК - водонефтяной контакт;
ППД - поддержание пластового давления;
ШГН - штанговый глубинный насос;
ЭЦН - электро-центробежный насос;
ГТМ - геолого-технические мероприятия;
ПЗС - призабойная зона скважины;
НКТ - насосно-компрессорная труба;
ГНО - глубинно-насосное оборудование;
АСПО - асфальтово-смолистые парафиновые отложения;
КРС - капитальный ремонт скважин;
МРП - межремонтный период;
ВНК - водонефтяной контакт;
ОПР - опытно-промышленные работы;
РД - руководящий документ;
ГДИ - гидродинамические исследования;
ГТМ - геолого-технические мероприятия;
ФЕС - фильтрационные емкостные свойства.
Реферат
Пояснительная записка содержит 68 страницы машинописного
текста, 15 таблиц, 24 рисунков, список использованных источников 13
наименований, 2 приложении.
СКВАЖИНА, ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ, ТИПЫ НАСОСОВ, ГЛУБИНА СПУСКА
НАСОСА, ВЫХОД ИЗ СТРОЯ ШСНУ, МРП, ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ
ЭФФЕКТИВНОСТЬ, МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ
Объектом исследования является добывающий фонд скважин,
оборудованных ШСНУ, Аллагуловского месторождения.
Цель работы - анализ причин обрывности штанговой колонны при
эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ.
Предусмотрено:
анализ отказов скважин оборудованных ШСНУ;
анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации
скважин оборудованных ШСНУ;
подбор оборудования для скважин оборудованных ШСНУ;
расчет предлагаемого метода увеличения МРП скважин
Область применения: предлагается дальнейшее применение
оборудования для увеличения срока эксплуатации скважин Аллагуловского
месторождения.