Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Повышение фондоотдачи основных промышленно-производственных фондов (скважины: добывающие и нагнетательные)



Введение

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

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

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



1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

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

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

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

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

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

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

1.2 Стратиграфия

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

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

Вендский комплекс

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

Верхний отдел

Девонская система

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

Нижняя терригенная часть

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

Средний отдел

Девонская система

Живетский ярус

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

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

Верхнекаменноугольные отложения

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

Среднекаменноугольные отложения

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

Общая толщина среднекаменноугольных отложений изменяется от 258 до 437 м.

Каменноугольная система

Нижний отдел

Серпуховский ярус и окский надгоризонт визейского яруса

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

Яснополянский надгоризонт

Визейский ярус

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

Малиновский надгоризонт

Радаевского и елховского горизонтов

Представлены аргиллитами и алевролитами толщиной от 10 до 22 м.

Визейский ярус

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

Турнейский ярус

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

Верхнепермские отложения

Шииминский +Соликамский горизонт

Уфимский ярус

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

Пермская система

Нижний отдел

Кунгурский, артинский, ассельский и сакмарский ярусы

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

Четвертичня система

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

1.3 Тектоника

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

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

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

По кровле кыновского горизонта Гожанское поднятие представляет собой резко ассиметричную бранхиантиклинальную складку с крутым до 11⁰ 20^' юго-западном и пологим 0⁰ 45^' северо-восточными крыльями. На месте Шагиртской структуры по данным трех разведочных скважин и сейсморазведки намечается структурная терраса с незначительным погружением в северо-восточном направлении. Сопостовляя структурные планы по различным горизонтам, можно сделать следующие выводы:

1. Гожанская структура по характеру образования относится к группе тектоно - седиментационных, образовавшихся за счет развития карбонатных рифов позднефранского и более молодого возраста вдоль бортов камско - кинейской системы прогибов на ранее существующей тектонической основе.

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

3 Структуры по морфологии сквозные: Гожанская прослеживается от кыновского до иренского горизонтов. Шагиртская - от фаменского яруса до иренского горизонта.

Соотношение структурных планов на Гожанском и Шагиртском поднятиях можно изобразить следующей схемой:

Гожанское поднятие - Д_км = С₁ = С₂ - Р.Шагиртское поднятие - Д_км / С₁ = С₂ - Р.

Где: С₁- полное соответствие структурных планов.

С₂- частичное соответствие структурных планов.

Д_км- полное соответствие структурных планов.

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

Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов этих поднятий правильнее проводить раздельно.



1.4 Нефтегазоносность

Из выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья нефтегазоносных комплексов на Шагиртско-Гожанском месторождении, промышленно нефтеносны пять: средне - верхнедевонский терригенный (пласты Д _1, Д _2-а, Д _2-б, Д _2-в);верхнедевонский - турнейский карбонатный (пласты Т _1, Т _2, Т ₃);нижне - средневизейскй терригенный(пласты: Тл ₂ -_а, Тл ₂ -_б, Бб _1, Бб ₂);окско - серпуховско - башкирский карбонатный (пласт Бш);

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

Средне - верхнедевонский терригенный комплекс

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

В пределах залежи выделено четыре пласта, характеризующихся литологической неоднородностью: Д₁ ( пашийского горизонта ), Д_2-а, Д_2-б, Д_2-в. ( муллинские слои живветского яруса ).

Пласт В₃ В₄

В подошве верейского горизонта выделяются нефтеносные пласты В₃ и В₄, разделенные аргеллитовыми прослоем в 2 - 3метра. Общая толщина пласта В_3, В₄ в основном 14 - 16 метров, в кровле и подошве он ограничен толщей аргиллито-алевролитовых пород со ответственно до 9 и 6 метров. В пределах пласта выделяется 1 - 7 проницаемых прослоев толщиной 0,4 - 5,8 метров. Максимальный процент эффективности толщины от общей на Шагиртском поднятии 37 метров. На остальных он составляет 32 - 34 метров.

К пласту В₃В_4.приурочены две самостоятельные нефтяные залежи: единая для Гожанского и Шагиртского поднятий и Восточно-Шагиртская ВНК для залежи, объединяющей оба поднятия, принята на отметке минус 853 метра.

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

Окско - серпуховско - башкирский карбонатный комплекс

В пределах комплекса промышленно нефтеносны пористые разности известняков башкирского яруса.

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

Пласт Бб₁, Бб₂

По своим характеристикам нефть пласта Бб₁ идентична нефти тульской залежи и в первом приближении может быть охарактеризована параметрами пластовой и поверхностной нефти Тл_2-б, Бб₁.

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

Давление насыщения = 7,33 МПа

Газонасыщенность = 11,9 м³/т

Объемный коэффициент = 1,025

Вязкость = 96 МПа с

Плотность = 909 кг/м³

Для северного и Центрального Шагирта:

Давление насыщения = 7,85 МПа

Газонасыщенность = 14. 2м³/т

Вязкость = 36,46 МПа с

Обьемный кооэфициент = 1,027

Плотность = 880 кг/м³

Для западной части части Шагиртского поднятия:

Давление насыщения = 8,15 МПа

Газонасыщенность = 17,2 м³/т.

Обьемный коэффициент = 1,032

Вязкость = 31,41 МПа с

Плотность = 883 кг/м³

Для Гожанского поднятия:

Давление насыщения = 8,02 МПа

Газонасыщенность = 17,9 м³/т

Обьемный коэффициент = 1,044

Вязкость = 46,91 МПа с

Плотность = 891 кг/м³

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

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

Пласты Тл_2-а и Тл_2-б

Пластовые флюиды тульской залежи (пласта Тл_2-б) изучены только на Шагиртском поднятии. Так как тульская залежь имеет единый контур нефтеносности, можно предположить, что свойства флюидов пластов Тл_2-а и Тл_2-б. Идентичны и для расчетов по данным пластам предлагаются следующие параметры:

Давление насыщения = 9,57 МПа

Газонасыщенность = 21,3 м³/т

Объемный коэффициент = 1,048

Вязкость = 35,18 МПа с.

Плотность = 883 кг/м³

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

Пласт КВ₁

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

Давление насыщения = 7,03 МПа

Газонасыщенность = 24,1 м³/т

Объемный коэффициент = 1,052

Вязкость = 7,79 МПа с

Плотность = 849 кг/м³

Поверхностная нефть высокосмолистая, парафинистая, сернистая.

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

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

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

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

Пласт Бш

Давление насыщения = 9,07 МПа

Газонасыщенность = 28,7 м³/т

Объемный коэффициент = 1,072

Вязкость = 6,71 МПа с

Плотность = 843 кг/м³

На Гожанском поднятии:

Давление насыщения = 8,35 МПа

Газонасыщенность = 28,3 м³/т

Вязкость = 7,45 МПа с

Плотность = 849 кг/м³

Объемный коэффициент =1,070

Газ, выделенный из нефти, по составу классифицируется как, низкометановый, среднеазотный. Сероводорода в газах от 0,1 до 0,3 %. Пласт В_3, В₄

Для расчетов по пласту В₃ В₄ предлагаются следующие параметры:

Давление насыщения=8,09 МПа

Газонасыщенность= 27,0 м³/т

Вязкость = 6,93 МПа с

Плотность = 858 кг/м³

Объемный коэффициент = 1,060

На Гожанском поднятии из 3-х скважин (69,102 и 114) получено 10 глубинных проб, представительных - 5. Усредненные данные качественных проб следует принять для расчетов по пласту В₃ В_4, то есть:

Давление насыщения = 8,84 МПа

Газонасыщенность = 32,1 м³/т

Вязкость = 5,82 МПа с

Плотность = 846 кг/м³

Объемный коэффициент = 1,074

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

1.6 Конструкция скважины

0 1 2 3

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

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

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

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

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



2. Техническая часть

2.1 Характеристика используемого оборудования

Принцип работы штанговой насосной установки.

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

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

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

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

Рисунок 2 Штанговой насосной установки

2.2 Станки-качалки

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

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

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

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

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

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

2.3 Анализ добывных возможностей скважин

1 Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока:

К=Q_ф/(Р_пл-Р_заб) м³/МПа*сут (1)

Q_ф - дебит скважин (м³/сут)

Рпл - пластовое давление (МПа);

Рзаб - забойное давление (МПа).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Определение максимального допустимого забойного давления из условия:

Р_{мах.доп.}=0.75*Р_нас. (если n_в>50%) (МПа); (2)

Р_{мах.доп.}=0.3*Р_нас. (если n_в<50%) (МПа), (3)

Р_нас. - давление насыщения (МПа);

n_в - обводнённость продукции (%).

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

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

Определение максимального допустимого дебита скважин

Q_{мах.доп.}=К*(Р_пл.-Р_{мах.доп}) (м³/МПа*сут). (4)

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

Скв. №322: Q_{мах.доп.}=17.20(15.2-6)=158.24 м³/МПа*сут

Скв. №325: Q_{мах.доп.}=1.79(12.8-6)=12.172 м³/МПа*сут

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

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

Скв. №366: Q_{мах.доп.}=16.37(13.2-6)=173.796 м³/МПа*сут

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

Скв. №1106: Q_{мах.доп.}=1.69(15.1-6)=15.379 м³/МПа*сут

Скв. №1118: Q_{мах.доп.}=1.52(14.7-6)=13.224 м³/МПа*сут

Скв. №1122: Q_{мах.доп.}=18.96(15-6)=170.64 м³/МПа*сут

Скв. №1143: Q_{мах.доп.}=9.8(14.7-6)=120.54 м³/МПа*сут

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

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

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

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

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

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

Скв. №2101: Q_{мах.доп.}=1.90(12.1-2.4)=11.59 м³/МПа*сут

Скв. №2108: Q_{мах.доп.}=22.95(13.7-6)=176.71 м³/МПа*сут

Скв. №2110: Q_{мах.доп.}=11.97(15.7-6)=116.10 м³/МПа*сут

Скв. №2120: Q_{мах.доп.}=6.87(15.4-6)=89.31 м³/МПа*сут

Скв. №2126: Q_{мах.доп.}=4.65(11.4-2.4)=41.85 м³/МПа*сут

Скв. №2147: Q_{мах.доп.}=2.4(10.7-2.4)=11.28 м³/МПа*сут 9

Скв. №109: Q_{мах.доп.}=2.21(10.9-6)=18.785 м³/МПа*сут

Скв. №326: Q_{мах.доп.}=5.40(11.5-2.4)=49.14 м³/МПа*сут

Скв. №361: Q_{мах.доп.}=3.22(14.9-2.4)=40.25 м³/МПа*сут

Скв. №507: Q_{мах.доп.}=5.72(15.1-2.4)=72.64 м³/МПа*сут

Скв. №1117: Q_{мах.доп.}=5.73(15-6)=51.57 м³/МПа*сут

Скв. №1126: Q_{мах.доп.}=3.41(17.3-2.4)=50.809 м³/МПа*сут

Скв. №1146: Q_{мах.доп.}=15.52(10.5-2.4)= 125.712 м³/МПа*сут

Определение максимального допустимого забойного давления из условия:

Р_{мах.доп.}=0.75*Р_нас. (если n_в>50%) (МПа); (5)

Р_{мах.доп.}=0.3*Р_нас. (если n_в<50%) (МПа), (6)

Р_нас. - давление насыщения (МПа);

n_в - обводнённость продукции (%).

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

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

Определение разности дебитов.

?Q=Q_{мах.доп.}-Q_ф. (м³/МПа*сут) (7)

Скв. №300: ?Q_.=7.41-6.9=0.51 м³/МПа*сут

Скв. №322: ?Q_.=158.24-41.3 =116.94м³/МПа*сут

Скв. №325: ?Q_.=12.172-6=6.172 м³/МПа*сут

Скв. №348:?Q_.=18.91-13 =5.91м³/МПа*сут

Скв. №364: ?Q_.=8.214-8.7= -0.486м³/МПа*сут

Скв. №366: ?Q_.=173.796-26.2= 150.596м³/МПа*сут

Скв. №386: ?Q_.=7.42 -6.3=1.12м³/МПа*сут

Скв. №1106: ?Q_.=15.379-7.1= 8.279м³/МПа*сут

Скв. №1118: ?Q_.=13.224-11.8 =1.424м³/МПа*сут

Скв. №1122: ?Q_.=170.64-47.4 =123.24м³/МПа*сут

Скв. №1143: ?Q_.=120.54-44.1=76.44 м³/МПа*сут

Скв. №1153: ?Q_.=83.447 -37.6=45.847м³/МПа*сут

Скв. №1175: ?Q_.=17.48412.3 =5.184м³/МПа*сут

Скв. №1176: ?Q_.=11.856-10.9 =0.956м³/МПа*сут

Скв. №1182: ?Q_.=31.68 -20.2=11.48м³/МПа*сут

Скв. №2092: ?Q_.=22.82-17.1 =5.7272м³/МПа*сут

Скв. №2100: ?Q_.=53.223 -44.8=8.423м³/МПа*сут

Скв. №2101?Q_.=11.59 -12=-0.41м³/МПа*сут

Скв. №2108: ?Q_.=76.71-55.1= 121.615м³/МПа*сут

Скв. №2110: ?Q_.=116.10-45.5=70.609 м³/МПа*сут

Скв. №2120: ?Q_.=89.31-32.3= 57.11м³/МПа*сут

Скв. №2126: ?Q_.=41.85 -17.7=24.15м³/МПа*сут

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

Скв. №109: ?Q_.=18.785 -10.4=8.385м³/МПа*сут

Скв. №326: ?Q_.=49.14 -32.3=16.84м³/МПа*сут

Скв. №361: ?Q_.=40.25 -27.6= 12.65м³/МПа*сут

Скв. №507: ?Q_.=72.64 -44.8=24.844м³/МПа*сут

Скв. №1117: ?Q_.=51.57 -44.7=6.87м³/МПа*сут

Скв. №1126: ?Q_.=50.80-41.3 =9.509м³/МПа*сут

Скв. №1146: ?Q_.=125.712 -41.3=84.412м³/МПа*сут

Анализ технологического режима скважин

Определения коэффициента газосодержания

G=176/((1-n_в)*p_n (8)

Скв.300 G=176/((1-0.06)*1145=0,16

Скв. 322 G=176/((1-0.8)*1116=0,79

Скв. 325 G=176/((1-0.6)*1184=0,37

Скв. 348 G=176/((1-0.33)*1124=0,23

Скв. 364 G=176/((1-0.2)*1170=0,18

Скв. 366 G=176/((1-0.6)*1122=0,39

Скв. 386 G=176/((1-0.05)*1170=0,16

Скв. 1106 G=176/((1-0.8)*1140=0,77

Скв. 1118 G=176/((1-0.6)*1112=0,39

Скв.1122 G=176/((1-0.86)*1121=1,12

Скв. 1143 G=176/((1-0.97)*1153=5

Скв. 1153 G=176/((1-0.05)*1145=0,16

Скв. 1175 G=176/((1-0.1)*1137=0,17

Скв. 1176 G=176/((1-0.05)*1170=0,15

Скв. 1182 G=176/((1-0.24)*1124=0,2

Скв. 2092 G=176/((1-0.08)*1170=0,16

Скв. 2100 G=176/((1-0.08)*1170=0,16

Скв. 2101 G=176/((1-0.14)*1170=0,17

Скв. 2108 G=176/((1-0.96)*1170=3,8

Скв. 2110 G=176/((1-0.96)*1130=3,9

Скв. 2120 G=176/((1-0.96)*1140=0,16

Скв. 2126 G=176/((1-0.04)*1137=0,16

Скв. 2147 G=176/((1-0.1)*1170=0,17

Скв. 109 G=176/((1-0.6)*1172=0,4

Скв. 326 G=176/((1-0.07)*1176=0,16

Скв. 361 G=176/((1-0.05)*1176=0,15

Скв. 507 G=176/((1-0.05)*1176=0,15

Скв. 1117 G=176/((1-0.63)*1138=0,47

Скв. 1126 G=176/((1-0.05)*1170=0,15

Скв. 1146 G=176/((1-0.07)*1176=0,16

Определение приведенного пластового давления

Р_пр=Р_пл/Р_ср.кр._. (МПа) (9)

Р_ср.кр._.= среднее критическое давление (? 2.56 МПа)

Скв.300 Р_пр=13,8/2,56=5,4

Скв. 322 Р_пр=15,2/2,56=5,9

Скв. 325 Р_пр=12,8/2,56=4,88

Скв. 348 Р_пр=14,6/2,56=5,7

Скв. 364 Р_пр=13,4/2,56=5,2

Скв. 366 Р_пр=13,2/2,56=5,1

Скв. 386 Р_пр=13/2,56=5,07

Скв. 1106 Р_пр=15,1/2,56=5,9

Скв. 1118 Р_пр=14,7/2,56=5,7

Скв.1122 Р_пр=15/2,56=5,89

Скв. 109 Р_пр=10,9/2,56=4,25

Скв. 1153 Р_пр=15,5/2,56=6,05

Скв. 1143 Р_пр=14,7/2,56=5,74

Скв. 1176 Р_пр=13,8/2,56=5,4

Скв. 1182 Р_пр=14,4/2,56=5,65

Скв. 2092 Р_пр=15,3/2,56=5,98

Скв. 2100 Р_пр=13,7/2,56=5,4

Скв. 2101 Р_пр=12,1/2,56=4,7

Скв. 2108 Р_пр=13,7/2,56=5,4

Скв. 2110 Р_пр15,7/2,56=6,1

Скв. 2120 Р_пр=15,4/2,56=6,01

Скв. 2126 Р_пр=11,4/2,56=4,45

Скв. 326 Р_пр=11,5/2,56=4,5

Скв. 2147 Р_пр=10,7/2,56=4,2

Скв. 1146 Р_пр=10,5/2,56=4,1

Скв. 361 Р_пр=14,9/2,56=5,8

Скв. 507 Р_пр=15,1/2,56=5,9

Скв. 1117 Р_пр=15/2,56=5,8

Скв. 1126 Р_пр=17,3/2,56=6,8

Скв. 1175 Р_пр11,8/2,56=4,6

Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамическим уровнем.

Н_опт.=((с_пр - с_зат)*10⁶)/( с_ж*g). (М) (10)

с_зат - затрубное давление. (МПа)

g - ускорение свободного падения. (9,8)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Определение фактической глубины спуска насоса под динамическим уровнем.

h_ф = L - H_д. (м) (11)

L - глубина спуска насоса (м)

Н_д - динамическая высота (м)

h_{ф 300}= 1250-1121=129 (м)

h_{ф 322}=949-338=611. (м)

h_{ф 325}=983-590.=393 (м)

h_{ф 348}=1176-946=230 (м)

h_{ф 364}=1197-1039.=158 (м)

h_{ф 366}=797-510=287 (м)

h_{ф 386}=1100-817 =283 (м)

h_{ф 1106}=1003-370.=633 (м)

h_{ф 1118}=1014-902=112 (м)

h_{ф 1122}=847-159.=688 (м)

h_{ф 1143}=995-471=524. (м)

h_{ф 1153}=996-786.=210 (м)

h_{ф 1175}=1249-977=272 (м)

h_{ф 1176}=1150-1101=49 (м)

h_{ф 1182}=1219-891=328 (м)

h_{ф 2092}=1209-978=231 (м)

h_{ф 2100}=1184,7-1054=130,7 (м)

h_{ф 2101}=1360-1068=292 (м)

h_{ф 2108}=1002-436=566 (м)

h_{ф 2110}=996-188=880 (м)

h_{ф 2120}=1004-431=573 (м)

h_{ф 2126}=1000-798=202 (м)

h_{ф 2147}=1195-772=420 (м)

h_{ф 109}= 964-880=84 (м)

h_{ф 326}=940-861=79 (м)

h_{ф 361}=1240-940=300 (м)

h_{ф 507}=983-888=95 (м)

h_{ф 1117}=988,3-809=179,3 (м)

h_{ф 1126}=1039-909=130 (м)

h_{ф 1146}=1020-650=370 (м)

Определение разности м/д оптимальной и фактической глубины погружение насоса

3,h=Н_опт.-h_ф. (м) (12)

h₃₀₀=1217,4-129=1088,4. (м)

h₃₂₂=1216-611=605. (м)

h₃₂₅=1000,5-393=607,5 (м)

h₃₄₈=1117,5-230=887,5. (м)

h₃₆₄=483,8-158=280,8 (м)

h₃₆₆=1042-287=755 (м)

h₃₈₆=952-283=669 (м)

h₁₁₀₆=1296-633=633 (м)

h₁₁₁₈=1254,9-11=1243,9 (м)

h₁₁₂₂=1254-688=566 (м)

h₁₁₄₃=1239-524=715 (м)

h₁₁₅₃=1264,6-210=1054,6 (м)

h₁₁₇₅=828,4-272=556,4 (м)

h₁₁₇₆=1159,9-49=1110,9 (м)

h₁₁₈₂=1322,3-328=994,3 (м)

h₂₀₉₂=817,2-231=586,2 (м)

h₂₁₀₀=1047,4-130,7=916,7 (м)

h₂₁₀₁=886,1-292=594,1 (м)

h₂₁₀₈=1074,4-566=508,4 (м)

h₂₁₁₀=903-880=23 (м)

h₂₁₂₀=1322-573=749 (м)

h₂₁₂₆=1002,5-202=800,5 (м)

h₂₁₄₇=794,5-420=374,5 (м)

h₃₁₀₉=780,9-84=696,9 (м)

h₃₂₆=764,4-79=685,4 (м)

h₃₆₁=1130-300=830 (м)

h₅₀₇=1147,5-95=1052,5 (м)

h₁₁₁₇=1201-179,3=1021,7 (м)

h₁₁₂₆=1406-130=1276 (м)

h₁₁₄₆=885-370=515 (м)

Определение коэффициента подачи насоса

з=Q_ф/Q_т (13)

з₃₀₀=3,1/6,9=0,4

з ₃₂₂=15,3/41,3=0,37.

з ₃₂₅=5,7/6=0,95

з ₃₄₈=.4,9/13=0,38

з ₃₆₄=2,2/8,7=.0,25

з ₃₆₆=21/26,2=0,8

з ₃₈₆=3,5/6,3=.0,5

з ₁₁₀₆=6/7,1=.0,84

з ₁₁₁₈=4/11,8=0,34

з ₁₁₂₂=43,5/47,4=.0,76

з ₁₁₄₃=0/44,1=0

з ₁₁₅₃=17,6/37,6=0,47

з₁₁₁₇₅=6/12,3=0,49

з ₁₁₇₆=0,2/10,9=0,02

з ₁₁₈₂=18/20,2=0,89

з ₂₀₉₂=6,5/17,1=0,38

з ₂₁₀₀=9/44,8=0,2

з ₂₁₀₁=7/12=.0,58

з ₂₁₀₈=25,6/55,1=0,46.

з ₂₁₁₀=31,2/45,5=0,69

з ₂₁₂₀=25,1/32,3=0,78

з ₂₁₂₆=11,9/17,7=0,67

з ₂₁₄₇=4,1/6=0,68

з ₁₀₉=0/10,4=0

з ₃₂₆=0/32,3=0

з ₃₆₁=14/27,6=0,5

з ₅₀₇=20,2/47,8=0,42

з ₁₁₁₇=15,8/44,7=0,35

з ₁₁₂₆=0/41,3=0

з ₁₁₄₆ =20/41,3=0,48

Выбор оборудования по скважине № 300

Для расчета возьмем скважину № 300

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

Q=K*(P_пл-P_заб)ⁿ (14)

Q=0,65*(13,8-3,2)=6,89 т/сут

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

Q_т=Q*10³/с_ж* з (15)

Q_ф - фактический дебит

з - коэффициент подачи насоса

с_ж - плотность жидкости

Q_т=3,1*10³/1145*0,4=1,08 м³/сут

Определяем глубину спуска насоса под динамический уровень.

L=H_ф-((P_заб-P_пр)*10⁶)/(с_ж*g) (м) (16)

Н_ф - фактическая глубина (м).

Р_пр - приведенноедавление (МПа).

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

Выбираем тип СК.

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

6СК-6-2.1-2500

d_нас=32 мм

6 - номер модели СК.

6 - доступная нагрузка на головку балансира.

2.1 - максимальная длина хода полированного штока.

2500 - максимальный крутящий момент на валу электродвигателя.

Выбираем диаметры.

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

Определяем число качаний балансира.

n=Q_ф * 10⁴ / 1440 * F * S * Ю * с_ж (17)

Q_ф - фактический дебит

F - площадь поперечного сечения плунжира

S - длина хода плунжира

Ю - коэффициент подачи

с_ж - плотность жидкости

F = п d²/ 4 (18)

d - диаметр насоса.

F = 3.14 *0.028² / 4 = 0,0006154 (м²)

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

Определяем мощность электродвигателя.

N= 0,0409* р * D²_пл * S * n * с_ж * g * Н * з* K (кВт) (19)

D_пл - диаметр плунжера.

S - длина хода полированного штока.

n - число двойных качаний в минуту.

с - плотность откачиваемой жидкости.

Н - высота подъема жидкости.

з - коэффициент подачи.

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

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



3. Спец. вопрос

Применение против АСПО скважинных магнитных аппаратов типа МАС

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

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

- механическое удаление АСПО с поверхности труб и оборудования;

- нанесение защитных покрытий на поверхности труб и оборудования;

- химическая обработка скважин;

- тепловая обработка скважин;

- магнитная обработка.

Технология применения магнитного аппарата

В настоящее время в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами для очистки штанг и внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, используется способ очистки растворителем ФЛЕК Р- 017, а так же подъемом штанг из насосно-компрессорных труб на поверхность с последующей очисткой паром, что ведет к загрязнению окружающей среды и связывает со значительными затратами средств и времени.

Технология применения магнитных аппаратов (MAC)

Использование МАС дает следующие преимущества:

Продолжительность работы магнитного аппарата от 5 и более лет.

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

Экологически безопасен.

Магнитный аппарат представляет собой цилиндр -- длиной 1600 мм, с наружным диаметром 108 мм и внутренним диаметром от 50 до 60 мм.

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

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

Основная и первопредложенная схема компоновки магнитного аппарата на глубинном оборудовании -- это схема- колонна НКТ насос - 1-2 НКТ -- магнитный аппарат - НКТ (по необходимости) - фильтр.

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

Основным критериями подбора скважин под оснащение магнитными аппаратами следующие:

1. Отложение парафина на глубинном оборудовании.

2. Величина МОП.

3. Величина МРП.

4. Подъездные пути.

Рисунок 3 Магнитный аппарат

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

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

Скважина должна быть работающей с систематически контролируемыми параметрами;

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

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

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

...