Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Целью данного курсового проекта является анализ добывных возможностей скважин и эффективность метода подбора глубинного насосного оборудования скважин, оборудованных УШГН.

Повышенная вязкость нефти, низкие коллекторские свойства пород, низкие и средние дебиты, повышенная обводненность, агрессивность среды, наличие в нефти АСПО осложняют добычу нефти. Следовательно, мероприятия по оптимизации работы скважин и внедрение их в производство с целью получения высоких технико-экономических показателей (коэффициент подачи насосной установки, дебит, межремонтный период и других) в таких условиях является одной из самых актуальных задач.

Другой весьма важной задачей является повышение эффективности использования фонда скважин месторождения поддержание скважин в работоспособном состоянии, то есть сокращении их простоев путем резкого уменьшения частоты ремонтов, своевременным ремонтом небольших неполадок. глубинное насосное оборудование скважина

Определить соответствия или несоответствия фактических параметров работы установок и параметров, полученных расчетным путем, а также соответствие глубины подвески насосного оборудования расчетным показателям.



1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Первомайское месторождение входит в Ножовскую группу месторождений. В административном отношении район месторождения расположен на территории Частинского района в 28 км юго-западнее с. Частые. Ближайшими населенными пунктами являются села Бабка, Ножовка, Верхнее Рождество, Змеевка, Западная, Рябчата, Опалиха и др. В экономическом отношении район Первомайского месторождения находится на территории Верещагинского комплекса. К западу от Первомайского месторождения находится Ножовское месторождение на востоке - Змеевское, на юге Падунское, также относящиеся к Ножовской группе месторождений . В 30 км восточнее Ножовской группы месторождений находится одно из крупнейших в Пермской области Осинское месторождение нефти. Нефть, добывающаяся на этих месторождениях, транспортируется по магистральному нефтепроводу «Ножовка-Мишкино - Киенгоп» на Киенгопские головные сооружения и далее по нефтепроводу «Киенгоп - Набережные Челны-Альметьевск-Куйбышев». Связь с областным центром осуществляется автотранспортом по улучшенным грунтовым и шоссейным дорогам Пермь - Оханск - Большая Соснова-Частые-Ножовка и Пермь - Нытва - Очер - Большая Соснова - Частые - Ножовка. Водным путем сообщение возможно по р. Каме до с. Частые в период навигации. Прямой железнодорожной связи между районом и областным центром нет. Ближайшая железнодорожная станция Верещагино расположена в 150 км севернее с. Ножовка. Кроме нефти из полезных ископаемых в районе имеются разработки волконскоита и минеральных пигментов. Источником водоснабжения для заводнения нефтяных пластов является водопровод с реки Кичижиха. Электроснабжение осуществляется по высоковольтным ЛЭП с Воткинской ГЭС. В орографическом отношении район находится в южной части Оханской возвышенности и представляет всхолмленную равнину, расчлененную небольшими речками, ручьями и оврагами. Гидрографическая сеть района принадлежит бассейну реки Кама. Долины рек заболочены. Абсолютные отметки колеблются от 90 до 270 м. Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура воздуха составляет 1,5?С. Абсолютный минимум температуры воздуха достигает -43?С в январе, максимум +35?С в июле. Средняя продолжительность безморозного периода - 105 дней. Устойчивый снежный покров образуется в начале ноября и сходит в апреле, наибольшая его высота составляет 1,0 м. Грунт максимально промерзает на глубину до 1,0 м. За год выпадает до 600 мм осадков. Летом наблюдаются грозы, зимой метели. Весенний паводок длится около месяца. Район неравномерно покрыт лесом, преимущественно смешанным. Залесенность местности составляет 30%. овраги, лога и долины рек в большинстве своем залесены.

1.2 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разреза положена унифицированная стратиграфическая схема Русской платформы (Восточный район, Волго-Уральская область), утвержденная в 1988 году. Выделение стратиграфических горизонтов проводилось по каротажу с учетом кернового материала и макрофауны в лабораториях стратиграфии и палеонтологии КамНИИКИГС. Подробно характеристика разреза Ножовской группы месторождений приведена в отчетах по подсчету запасов за 1968 и 1979 гг. Разрез Первомайского месторождения вскрыт при бурении структурных поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин и изучен от четвертичной системы до фаменского яруса девона. На изучаемой территории Первомайского месторождения девонские отложения в составе фаменского яруса были вскрыты 50 % скважин до глубины 1714 м. Фаменский ярус представлен карбонатными отложениями. Вскрытая толщина - 90 м. На карбонатных отложениях девонской системы залегают отложения каменноугольной системы, представленной на площади нижним, средним и верхним отделами. Нижний отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами. Отложения турнейского яруса представлены известняками комковатыми сгустковыми реже биоморфными и детритовыми. На Первомайском месторождении турнейские отложения вскрыты 68 скважинами. Толщина турнейских отложений от 57,6 до 77 м. В кровле турнейских известняков выделены три пласта Т0, Т1 и Т2, к одному из которых Т1 приурочена промышленная залежь нефти. Терригенные отложения визейского яруса в составе нижне- и средневизейского подъярусов сложены песчаниками, алевролитами и аргиллитами радаевского, бобриковского и тульского горизонтов.

Отложения радаевского горизонта представлены аргиллитами с прослоями алевролитов. Толщина их от 1,8 м до 4,0 м. Бобриковский горизонт сложен преимущественно песчаниками, прослоями алевролитами и аргиллитами. Толщина 25-45 м. К песчаникам бобриковского горизонта приурочены промышленные скопления нефти. Нижняя пачка тульского горизонта представлена песчаниками и алевролитами, часто с глинистым и углисто-глинистым цементом, с прослоями аргиллитов. К песчаникам и алевролитам тульского горизонта приурочены промышленные скопления нефти. Верхняя пачка тульского горизонта терригенно-карбонатная представлена известняками и доломитами с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина всего тульского горизонта 20 - 26 м. Вышележащая карбонатная пачка верхне-визейского подъяруса представлена переслаиванием известняков серых и темно-серых кристаллических доломитизированных с доломитами серыми и темно-серыми толщиной 180-202 м. Серпуховский ярус сложен известняками и доломитами, толщина которых 15-35 м. В разрезе среднего отдела каменноугольной системы выделяются башкирский и московский ярусы. Башкирские отложения залегают на серпуховских с большим стратиграфическим несогласием. Башкирский ярус представлен отложениями серых известняков органогенных, детритово-биоморфных. К кровле башкирских отложений приурочены промышленные скопления нефти. Толщина башкирских отложений 44-65 м. В разрезе московского яруса выделены верейский (50-55 м), каширский (42-62 м), подольский (100-117 м), мячковский (53-72 м) горизонты, сложенные переслаиванием известняков серых, доломитов органогенно-обломочных и аргиллитов темно-серых. Верхний отдел каменноугольной системы сложен доломитами светло-серыми известковистыми. Толщина их 120-184 м. Пермская система представлена в разрезе нижним и верхним отделами. Нижний отдел представлен ассельским, сакмарским, артинским и кунгурским ярусами.

Отложения ассельского и сакмарского ярусов - доломиты с прослоями известняков, кавернозные с гнездами ангидрита и гипса. Толщина 140-200 м. Отложения артинского яруса - переслаивание ангидритов и известняков, толщина 34-55 м. Отложения кунгурского яруса представлены чередованием ангидрита, гипса и доломита. Верхнепермские отложения выделяются в составе уфимского яруса, который представлен соликамским и шешминским горизонтами. Доломиты соликамского горизонта толщиной 54-74 м сменяются шешминскими известняками, песчаниками, алевролитами. Четвертичные отложения со стратиграфическим несогласием залегают повсеместно на размытой поверхности верхнепермских пород; они представлены глинами, суглинками, песком, галечником. Толщина от 5 до 20 м.

1.3 Тектоника

Ножовская группа месторождений приурочена к структуре облекания рифового массива верхнедевонского возраста в районе сочленения Шалымского и Сарапульского прогибов бортовой зоны Камско-Кинельской системы впадин (ККСВ). Выступ осложнен локальными поднятиями тектоно-седиментационного генезиса (с запада на восток): Луговское, Бугровское, Западное, Березовское, Опалихинское, Ножовское, Первомайское, Змеевское, Рябчатское, Падунское . По отражающему горизонту II^к Первомайское поднятие состоит из 2^х малоамплитудных куполов неправильной формы субмеридионального простирания. Размеры их 3,0 х 1,2 км; 1,8 х 0,9 км. В пределах изогипсы -1360 м углы падения крыльев на севере не превышают 0?40ґ, на юго-западе и юго-востоке 1?20ґ. Неглубоким прогибом Первомайское поднятие отделяется от Змеевского.

Змеевское поднятие имеет изометричную форму, западная часть поднятия имеет субширотное простирание, а восточная часть - субмеридиональное. Размеры поднятия 4,7 х 1,1; 3,8 км. углы падения крыльев незначительные. К востоку от Змеевского поднятия за неглубоким прогибом картируется Махонинское поднятие с размерами 1,6 х 1,2 км и углами падения восточного крыла до 2?. К югу от Змеевского поднятия находится Ляминское поднятие, размеры которого 1,8 х 1,5 км, амплитуда - 30 м. Углы падения крыльев до 2?. Еще южнее за довольно глубоким прогибом подтверждено Южно-Змеевское поднятие - неправильной формы малоамплитудный купол размерами 2,0 х 1,0 км. По отражающему горизонту I^к все поднятия и купола в основном сохраняют свою форму, лишь несколько выполаживаются. По кровле кунгурского яруса все поднятия лишь намечаются. Структурные построения поверхностей продуктивных пластов выполнены по результатам сейсморазведочных работ и данным глубокого бурения.

1.4 Нефтегазоносность

Первомайское месторождение нефти расположено в пределах Ножовской группы месторождений. В разрезе месторождения установлена промышленная нефтеносность следующих нефтегазоносных комплексов: среднекаменноугольного карбонатного (пласты Бш1 и Бш2 башкирского яруса), визейского терригенного (пласты Тл2б - тульского, Бб - бобриковского горизонтов), верхнедевонско-турнейского карбонатного (пласт Т1 турнейского яруса). Всего в разрезе выделено 5 продуктивных пластов. Детальная корреляция разреза проведена в пределах страти-графических границ на основе анализа промыслово-геофизических материалов с учетом данных исследования керна и результатов испытаний пластов .Водонефтяные контакты (ВНК) по залежам с карбонатными коллекторами принимались на основании результатов опробования на отметках нижних отверстий перфорации, с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании нефть; по залежам с терригенными коллекторами - на основании данных ГИС и результатов опробования. При определении эффективных нефтенасыщенных толщин по пластам с терригенными коллекторами во внимание принимались не принятое значение ВНК, а данные определения характера насыщения по ГИС в конкретной скважине.

Среднекаменноугольный карбонатный нефтегазоносный комплекс

Башкирский ярус

В результате корреляции в башкирских карбонатных отложениях и составления геолого-статистического разреза были выделены 4 пласта: Бш1, Бш2, Бш3, Бш4, из них два верхних, Бш1 и Бш2 являются промышленно-нефтеносными, Бш3 и Бш4 - водонасыщенные. К пластам Бш1 и Бш2 приурочена единая залежь нефти пластово-массивного типа с единым ВНК на абсолютной отметке минус 1075,4 м. Водонефтяные контакты приняты по данным опробования скважин. Покрышкой залежей служат плотные известняки кровли башкирского яруса и аргиллиты подошвы верейского горизонта. Коллекторами служат пористые известняки био-морфные и комковатые и известняковые раковинные песчаники. Перемычки между пластами составляют более плотные известняки часто с базальтовым цементом. Толщина перемычки между пластами Бш1 и Бш2 - 3-4 м, однако она не исключает гидродинамической связи между пластами.

Пласт Бш₁

Пласт Бш1 испытан в скв. 73. Получен приток безводной нефти дебитом 0,6 т/сут с абсолютной отметки минус 1075,4 м, которая принята за отметку ВНК. Опробование пластоиспытателем в процессе бурения скважин 72, 74, 76 подтверждает предлагаемый ВНК. В пласте выделено 2-3 проницаемых прослоя, реже 1 или 5 толщиной от 0,4 до 2,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,6 до 5,0 м. Размеры залежи в границах пласта Бш1, в пределах ВНК минус 1075,4 м - 3,0 х 2,0 км, высота 18,3 м. Водонефтяная зона составляет 32,4% от всего объема залежи. Коэффициент песчанистости равен 0,331 при коэффициенте расчлененности 2,06 .

Пласт Бш₂

В пласте выделено 1-4 проницаемых пропластка толщиной от 0,4 до 1,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по ГИС от 0,8 до 3,4 м. ВНК принят единым для пластов Бш1 и Бш2. Размеры двух небольших куполов в пределах ВНК минус 1075,4 м - 0,7 х 0,5 км; 0,8 х 0,3 км, высота - 9,0 м, 5,5 м. Водонефтяная зона составляет 34% от всего объема залежи. Коэффициент песчанистости равен 0,333 при коэффициенте расчлененности 2,48 .

Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Тульский горизонт

В кровле тульской терригенной пачки залегает пласт Тл2а, который интерпретируется по ГИС как полностью плотный.

Пласт Тл_2б

К подошвенной части тульского горизонта приурочена залежь нефти пласта Тл2-б. Залежь пластовая сводовая. Пласт представлен чередованием алевролитов глинистых песчанистых и песчаников мелкозернистых алевритистых глинистых. На первомайском месторождении промышленные притоки нефти получены в 11 скважинах. Дебиты составили от 0,8 до 11,9 т/сут. размеры залежи в пределах ВНК минус 1368 м 4,1 х 3,4 км, этаж нефтеносности - 34,5 м. общая толщина пласта изменяется от 4,6 до 10,4 м. В разрезе пласта выделяется 1-3 проницаемых прослоя толщиной 0,4-3,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,8 до 5,0 м. Нефтяная зона составляет 86% от общей площади залежи. Коэффициент песчанистости равен 0,415 при коэффициенте расчлененности 2,06.

Пласт Бб

Бобриковский пласт Бб отделен от вышележащего пласта Тл2б довольно плотной глинистой перемычкой, имеющей толщину 1-4 м. Проницаемая часть пласта сложена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевритовыми. Общая толщина пласта изменяется от 18,8 до 45,9 м. в разрезе его выделяется от 1 до 10 проницаемых прослоя толщиной 0,4-40,3 м. Залежь нефти пластовая сводовая водоплавающая. Нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,0 до 12,2 м. Промышленные притоки нефти получены из 33 скважин. Дебиты составили 0,8-26,8 т/сут. размеры залежи в пределах принятого ВНК минус 1369 м составляют 3,4 х 2,5 км, этаж нефтеносности - 27,5 м. Коэффициент песчанистости равен 0,801 при коэффициенте расчлененности 5,26 .

Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс

На Первомайском месторождении в разрезе турнейских карбонатных отложений в результате корреляции выделяется три пласта - Т0, Т1 и Т2. Пласт Т0 представлен в основном плотными глинистыми известняками, пласт Т1 - продуктивный нефтенасыщенный, пласт Т2 - водонасыщенный по данным ГИС. Пласт Т0 интерпретируется по ГИС в основном как плотный. Проницаемая часть пласта имеет линзовидное залегание и представлена одним реже двумя маломощными проницаемыми пропластками толщиной от 0,4 до 1,6 м, выделенными в 10% скважин. Опробования не проводилось.

Пласт Т1

Пласт Т1 отделен от пласта Т0 плотной карбонатно-глинистой перемычкой толщиной 0,8-1,4 м. Верхняя часть пласта Т1 в подавляющем большинстве скважин представлена плотными известняками толщиной 4-5. Размеры залежи нефти пласта Т1 в пределах ВНК минус 1422 м - 3,8 х 1,4 км, этаж нефтеносности 28,5 м. В разрезе проницаемой части пласта выделено от 2 до 14 проницаемых прослоев (чаще 6-8) толщиной от 0,4 до 10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,6-16,2 м. промышленные притоки нефти получены из 22 скважин. Дебиты составили 1,3-4,5 т/сут. Опробованием нефтеносность пласта не доказана. Коэффициент песчанистости равен 0,449 при коэффициенте расчлененности 5,91 .

1.5 Физико-химические свойства пластовых вод

Изучение физико-химических свойств нефти и газа на месторождении проводили в 2 этапа: 1969-70 и 1990-93 гг. Всего было получено 11 глубинных проб нефти, отобранных в скв. 72, 74, 880, из них 7 признаны представительными и 15 проб поверхностной нефти, отобранных в скв. 72, 73, 74, 810, 813, 819, 823, 880, 887, 888, 889, из них 13 проб признаны качественными. Изменение свойств и состава флюидов в связи с разработкой месторождения удалось проследить лишь в бобриковских отложениях. Ниже приводится детальная характеристика флюидов по пластам.

Пласт Бш1

Из отложений башкирского яруса глубинные пробы не отбирали. Исследовались только поверхностные пробы из скв. 73 в 1991 г. и 1993 г. Несмотря на большой перерыв между отборами, свойства нефти и содержание асфальтенов в ней остались прежними. Некоторое увеличение содержания смол и серы в ее составе, по-видимому, связано с притоком нефти из нижележащих пропластков, где нефть более смолистая и сернистая. По усредненным данным нефть относится к категории тяжелых (0.902 г/см³), вязких (57 мм²/с), смолистых (17.06%), парафинистых (4.3%), высокосернистых (2.45%). Температура насыщения нефти парафином в условиях пласта составляет 10°С, в стандартных -- 15°С. При снижении температуры ниже приведенных значений существует вероятность выпадения твердого парафина в призабойной зоне и на нефтепромысловом оборудовании. По основным характеристикам нефть близка поверхностной нефти пласта Бш соседнего Змеевского месторождения, поэтому можно предположить близость свойств этих нефтей и в условиях пласта, что позволяет принять параметры пластовых флюидов по нефти и газу Змеевского месторождения. Установлена зависимость характеристик пластового флюида от давления.

Пласт Тл_2-б

Пластовый флюид из отложений тульского горизонта представлен 5 глубинными пробами нефти из скв. 880. Все признаны представительными, о чем свидетельствует соотношение давлений открытия, отбора и насыщения (Р_откр Р_отб > Р_нас). Давление насыщения в пробах изменяется от 6.9 до 7.3 МПа, в среднем составляет 7.1 МПа. Газонасыщенность нефти изменяется в зависимости от метода дегазации от 9.1 м³/т (однократное дегазирование) до 6.9 м³/т (дифференциальное дегазирование), объемный коэффициент в пределах 1.020-1.012, плотность пластовой нефти составила 0.894 г/см³, после дегазирования - 0.898 г/см³, вязкость пластовой нефти равна 22.72 мПа*с, разгазированной - 40.61 мм²/с . По результатам ступенчатой дегазации глубинных проб установлены закономерности изменения параметров пластовой нефти от давления . Нефть в поверхностных пробах, отобранных из скважин 72, 880, близкого качества. В целом по пласту нефть относится к категории тяжелых (плотность - 0.900 г/см³), вязких (45.49 мм²/с), смолистых, парафинистых и высокосернистых . Парафин кристаллизуется из нефти при температуре 19^оС в поверхностных условиях и при 17^оС в пластовых. Снижение температуры нефти ниже указанных показателей может вызвать парафиноотложения в стволе скважины и призабойной зоне. В газе контактного дегазирования содержится на 21% меньше азота и на 20% больше высокомолекулярных компонентов, чем в газе дифференциального дегазирования. По составу растворенный в нефти газ классифицируется как высокоазотный (65.18-86.42%), что обусловило довольно высокое р_нас при малой газонасыщенности, низкометановый (12.14-11.37%), жирный при однократном дегазировании - 22.49% С₂+высших и сухой - 2.11% С₂+высших при дифференциальном. Сероводород в газе не обнаружен .

Пласт Бб

Из бобриковских отложений глубинные пробы были получены в скв. 72 (1969 г.) и скв. 74 (1970 г.). Свойства нефти в обеих скважинах близки. По усредненным данным давление насыщения составило 8.75 МПа, газа из нефти в зависимости от метода дегазации выделяется от 9.25 м³/т (при контактном дегазировании) до 7.7 м³/т (при дифференциальном дегазировании), объем нефти при этом уменьшается в 1.015-1.006 раза. Плотность нефти в пластовых условиях - 0.898 г/см³, вязкость - 30.64 мПа*с .По результатам разгазирования глубинных проб нефти выявлены закономерности изменения свойств пластового флюида от давления . Поверхностная нефть бобриковского горизонта представлена пробами из скважин 72, 74, 813, 819, 810, 888. Из скв. 72 нефть отбирали трижды. Проба, отобранная в мае 1969 г., представляла собой высокостойкую эмульсию, которая не была разрушена из-за малой эффективности деэмульгатора, что сказалось на параметрах поверхностной нефти, поэтому при расчете средних они не учитывались. Нефть двух других отборов (август 1969 г. и март 1970 г.) близкого качества. По результатам исследования качественных проб из скв. 72, 74, 813, 819 нефть тяжелая - 0.905 г/см³, вязкая - 52.89 мм²/с, высокосернистая (3.34%). В ней содержится светлых фракций 39.5%, смол - 20.69%, парафина - 3.14% . Парафин в нефти на поверхности кристаллизуется при температуре ниже 19^оС. В пласте выпадение парафина в твердую фазу может произойти при температуре ниже 16^оС. Поэтому, чтобы избежать парафиноотложений на забое и в стволе скважины, необходимо поддерживать температуру выше указанной. На качество нефти, отобранной в районах скв. 888 (1990 г.) и 810 (1991 г.) сказалось влияние двадцатилетней разработки: увеличились плотность, вязкость, произошла деструкция нефти, в результате которой часть смол конденсировалась в асфальтены, наблюдается биохимическое разрушение парафина, о чем свидетельствует уменьшение его легкой части. Поэтому усредненные параметры поверхностной нефти из скв. 888 и 810 приведены отдельно. Компонентный состав газа дифференциального дегазирования представлен, в основном, азотом (72.2-75.46% в зависимости от метода дегазации), поэтому классифицируется как высокоазотный. По содержанию остальных компонентов - низкометановый (14.55-18.96%), жирный (12.6%) при КД и полужирный (содержание С₂+высш 5%) при ДД. В газе содержится от 0.4 до 0.48% сероводорода .

Пласт Т₁

Глубинные пробы нефти из отложений турнейского яруса не отбирали. Поверхностные пробы отобраны на устье скв. 823, 887 (1990 г.). Средние свойства поверхностной нефти, рассчитанные по пробам из двух скважин, следующие: плотность - 0.923 г/см³, вязкость - 111.3 мм²/с. По составу нефть является смолистой (22.48%), парафинистой (1.77%), высокосернистой (4.77%) со средним содержанием светлых фракций (34%) . В пластовых условиях нефть насыщена парафином при 13°С, а после разгазирования -- при 17°С. Это обстоятельство следует учитывать для предотвращения возможности выпадения парафина в кристаллическом виде при данных температурах. По своим характеристикам поверхностные нефти Первомайского месторождения близки нефти из пласта Т Падунского месторождения и поэтому параметры пластовых флюидов рекомендуем принять по нефти и газу Падунского месторождения (разгазирование проб по ступеням не проводилось)

1.6 Конструкция скважин

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 530 мм спускают на глубину до 10 м с целью предотвращения размыва устья скважины при бурении под следующее направление.

Направление диаметром 426мм спускают на глубину 60 м для перекрытия неустойчивой верхней части разреза.

Кондуктор диаметром 324 мм спускают на глубину до 200-240 м с целью перекрытия неустойчивых интервалов разреза терригенно-карбонатной и пестроцветной толщ .

Техническую колонну диаметром 245 мм спускают на глубину 700-760 м с целью перекрытия соляных отложений иренского горизонта, а также для установки противовыбросового оборудования, в случае заканчивания скважин по обычной технологии.

Эксплуатационную колонну диаметром 168мм или 146мм спускается для разобщения продуктивных горизонтов, обеспечения их раздельного испытания, освоения и эксплуатации, а также для изоляции соляных отложений от подсолевых флюидов. Эксплуатационная колонна при бурении на продуктивные горизонты со вскрытием их на депрессии спускают в кровлю этих объектов с установкой башмака колонны на 1,0-1,5 м ниже. Подобная конструкция скважины представлена в приложении А .

2. Техническая часть

2.1Современное состояние разработки

Первомайское нефтяное месторождение, расположено в Частинском районе Пермского края, в 28 км юго-западнее с. Частые. Открыто в 1979 году, эксплуатируется с 1993 года. Ближайшими населенными пунктами являются села Бабка, Ножовка, Верхнее Рождество, Змеевка, Западная, Рябчата, Опалиха и др. В экономическом отношении район Первомайского месторождения находится на территории Верещагинского комплекса. К западу от Первомайского месторождения находится Ножовское месторождение на востоке - Змеевское, на юге Падунское, также относящиеся к Ножовской группе месторождений . Продуктивными на нефть являются турнейские карбонатные, башкирские и бобриковские отложения.

Для выполнения работы была привлечена вся имеющаяся по состоянию на 1 января 2006 года геологическая и промысловая информация, данные по исследованию скважин и пластов, а также результаты лабораторных исследований свойств пластовых флюидов, экспериментальных определений коэффициента вытеснения нефти и апробированных новых технологий воздействия на призабойную зону пласта.

В работе было выделено четыре эксплуатационных объекта:

- залежь карбонатных отложений башкирского яруса,

- залежь терригенных отложений тульского яруса,

- залежь терригенных отложений бобриковского горизонта,

- залежь карбонатных отложений турнейского яруса.

По каждому объекту разработки создана геолого-гидродинамическая модель, на которых проведено моделирование процессов разработки при различных вариантах размещения скважин и различной системе заводнения. Для проведения гидродинамического моделирования залежей нефти и газа была использована программа Eclipse компании Schlumberger.

В работе дано обоснование выбора вариантов разработки, даны рекомендации по работе с действующим фондом скважин, по интенсификации системы заводнения, по бурению скважин проектного фонда и БС.

Для выбора оптимального варианта разработки было рассмотрено 3 варианта разработки для объекта Бш, 4 варианта - для объекта Тл, и по два варианта разработки для объектов Бб и Т. Сравнительная оценка результатов проведенных технико-экономических расчетов показала целесообразность осуществления разработки по четвертому варианту, при котором достигается наиболее высокий КИН при высокой экономической эффективности нефтедобычи.

2.2 Используемое оборудование

На данный момент на Первомайском месторождении используют такое оборудование как УШГН.

Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости из скважины на поверхность.

На долю штангового насосного способа добычи нефти в нашей стране приходится 70% действующего фонда скважин, которые обеспечивают 30% общего объема добытой нефти.

В зависимости от глубины залегания продуктивного плата и коэффициента продуктивности скважины, подача штанговых насосных установок изменяется от нескольких десятков до двухсот килограммов в сутки.

Глубинная насосная установка состоит из насоса, находящегося в скважине и станка - качалки установленного на поверхности у устья скважины.

Станок - качалка состоит из следующих узлов:

Рамы с подставкой под редуктор и поворотные салазки, стойки, балансира с головкой и противовесами, опоры балансира, траверса, опоры траверса, 2-х шатунов,

2-х кривошипов с противовесами, редуктора, тормоза, клиноременной передачи, электродвигателя, подвески устьевого штока с канатом, ограждения кривошипного механизма.

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

ШСНУ включает:

а) наземное оборудование - станок - качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса вставного или не вставного типов, насосных штанг, насосно-компрессорных труб, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске устьевой арматуры, сальникового уплотнения, сальникового штока, станка качалки, фундамента и тройника. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра. Станок-качалка представлен в приложении Б

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). 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 совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска. 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 балансира регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип.

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

2.3 Анализ добывных возможностей скважин

2.3.1 Определение коэффициента продуктивности

(2.1)

где: Q_ф - фактический дебит скважины, м³/сут

P_пл - пластовое давление, МПа

P_заб - забойное давление, Мпа

2.3.2 Определение оптимально допустимого забойного давления

,(МПа)

(МПа),(2.2)

где: Р_насыщ - давление насыщения, МПа

МПа

2.3.3 Определение максимально допустимого дебита скважин

, м³/сут,(2.3)

где: - коэффициент продуктивности, м³/сут_*МПа

Р_пл - пластовое давление, МПа

Р_{заб. доп} - допустимое забойное давление, МПа

2.3.4 Определение разницы между максимально допустимым и фактическим дебитами

,(2.4)

где: Q_опт- оптимальный дебит, м³/сут

Q_факт- фактический дебит, м³/сут

Таблица 2.3.1. Анализ добывных возможностей скважин.

№ скважины	, м3/сут	Qопт, м3/сут		nводы, %	, м3/сут
808	10,6	10,70	1,82	37,0	8,88
820	2,8	3,04	1,18	38,0	5,62
827	5,7	2,94	0,51	45,0	2,43
828	7,3	18,65	5,21	36,0	30,06
834	10,4	9,14	1,31	45,4	7,83
884	11,2	0,98	0,19	32,0	1,4
944	0,9	0,90	0,24	39,4	0,66
947	3,3	3,64	0,58	28,0	4,91

2.4 Анализ технологических режимов работы оборудования

2.4.1 Определение газового фактора на приеме насоса

Газовый фактор на приеме насоса определяется по формуле:

,(2.5)

где: - содержание воды в продуктах, д.ед.

- плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³

2.4.2 Определение приведенного пластового давления



2.4.3 Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень

Оптимальная глубина погружения насоса определяется по формуле:

, м(2.6)

где: Р_пр - приведенное давление, МПа

Р_зат - давление в затрубном пространстве при работающей скважине, МПа

с_ж - плотность жидкости, кг/м³

g - ускорение свободного падения, м/с²

Рассчитываем плотность жидкости для каждой скважины по формуле:

(2.7)

где: с_н - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³

n_в- количество воды в продукции в долях единиц

Определение Hопт:

Фактическую глубину насоса определяют по формуле:

, м, (2.8)

где L - глубина спуска насоса, м

- динамический уровень, м

2.4.4 Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень

Отклонение глубины погружения насоса под динамический уровень определяется по формуле:

, м,(2.9)

где: - оптимальное погружение насоса под динамический уровень, м

- фактическое погружение насоса под динамический уровень, м

2.4.6 Определение коэффициента подачи насоса

Коэффициент глубинного насоса определяется по формуле:

,(3.0)

где: - фактический дебит скважины,

- теоретическая подача насоса,

Таблица 2.4.7 Анализ технологический режимов работы оборудования

№ скв.	kпрод	Qопт, м3/сут	Qфакт, м3/сут	, м3/сут	Gг, м3/м3	Нопт, м	Нфакт , м	, м		nводы, %
808	1,82	10,70	10,6	8,88	0,305	155	14	149	0,74	37,0
820	1,18	3,04	2,8	5,62	0,310	191	0,2	200,8	0,57	38,0
827	0,51	2,94	5,7	2,43	0,349	116	-154	277	0,53	45,0
828	5,21	18,65	7,3	30,06	0,300	61	-101	165	0,60	36,0
834	1,31	9,14	10,4	7,83	0,352	101	68	40	1,10	45,4
884	0,19	0,98	11,2	1,4	0,282	29	65	-35	0,87	32,0
944	0,24	0,90	0,9	0,66	0,317	115	119	2	0,3	39,4
947	0,58	3,64	3,3	4,91	0,267	170	235	-60	0,71	28,0



2.5 Выбор оборудования

2.5.1 Определение теоретического дебита по формуле

Qт=Qф/?(3.1)

где: Qф- фактический дебит скважины(м³/сут)

? -коэффициент подачи установки

2.5.2 Выбор станка-качалки по диаграмме Адонина

По диаграмме Адонина предварительно находим тип насоса и станка-качалки.

Диаграмма Адонина представлена в приложении В.

Скважина №944:

Тип насоса НВ-28,станка-качалки 3СК-3-0,75-400

Расшифровка: 3 - номер модели; 3 - наибольшая нагрузка на головку балансира;

0,75- максимальная длина хода полированного штока;

400 - наибольший крутящий момент на ведомом валу редуктора.

2.5.3 Определение числа качаний

n= , кач/мин,(3.2)

где: - теоретический дебит скважины, м³/сут

ф - коэффициент подачи установки (0,65)

f - площадь поперечного сечения плунжера, м²

l - длина хода плунжера, м

кач/мин

2.5.4 Расчет колоны штанг

Скважина.№944: L=1297 м. Колонна одноступенчатая

d = 19 мм, вес одного метра штанг 2,35 кг

2.5.5 Определение веса штанг

Р_шт=lg (кг),(3.3)

где: l - длина ступени штанг, м.

g - вес одного метра штанг, кг,

Р_шт⁹⁴⁴=12972,35=3,047 кг;

2.5.6 Определение веса столба жидкости

, кг(3.4)

где: F_вн.нкт- площадь внутреннего сечения НКТ, м²

f_шт- площадь поперечного сечения штанг, м²

с_ж- плотность жидкости, кг/м²

L- глубина спуска насоса, м

g-ускорение свободного падения, м/с²

кг

2.5.7 Определение максимальной нагрузки на головку балансира

кг,(3.5)



где: Р_ж - вес столба жидкости над плунжером, кг

Р_шт - вес штанг в жидкости, кг

m - коэффициент динамичности

, (3.6)

где: l-длина хода плунжера, м

n- число качаний, кач/мин

Определяем максимальную нагрузку:

кг

2.6 Выводы и рекомендации

В процессе работы были рассчитаны следующие параметры:

-коэффициент продуктивности скважин;

-допустимое забойное давление;

-оптимальный допустимый дебит скважин;

-разницу между фактическим и оптимальным дебитом скважины.

-газовый фактор на приеме насоса;

-оптимальная глубина погружения насоса;

-фактическая глубина погружения насоса под динамический уровень;

-разница между оптимальной и фактической глубиной погружения наноса;

-коэффициент подачи насоса.

По найденным данным были сделаны выводы, что скважины №984, №884, №947 работают без каких-либо нарушений, все остальные работают с нарушениями. Рекомендую провести анализ работы этих скважин, возможно, идет форсированный отбор жидкости, либо стоят очень мощные насосы - это грозит обводненностью данных скважин, что крайне не желательно.

Исследуя работу оборудования в данных добывающих скважинах, можно сказать, что спуск насоса произведен под уровень жидкости с небольшими нарушениями.

Оборудование недоспущенно в следующих скважинах: №944, №827, №828, в остальных скважинах переспущенно. Рекомендую откорректировать подвеску насоса согласно оптимальной глубине, при условии, если нет обильного выделения газа или песка.

Выполнив перерасчет оборудования скважины № 944 был сделан следующий выводы:

-В разделе 2.5 произведен выбор оборудования по скважине № 944, было установлено насос НВ-28 и станок-качалка 3СК-3-0,75-400 - это оборудование не соответствуют проведенным расчетам и их необходимо заменить на 5СК-6-1,5-1600.



3 Организационная часть проекта

3.1 Охрана труда

1. Требования безопасности, изложенные в настоящей инструкции, скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, предназначенными для подъема жидкости из нефтяных скважин.

2. К эксплуатации скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, а также усвоившие требования, изложенные в настоящей инструкции.

3. К обслуживанию электрооборудования скважинных штанговых насосных установок допускается электротехнический персонал, знающий схемы применяемых станций управления, трансформаторных подстанций, инструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем месте, а также проверку знаний в соответствии с правилами, и имеющий документ о присвоении квалификационной группы по электробезопасности. Не электротехническому персоналу (операторам по добыче нефти и газа), имеющему 1 квалификационную группу по электробезопасности, разрешается пуск и остановка скважинной штанговой насосной установки.

4. Персонал, допущенный к эксплуатации скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, должен быть обеспечен спецодеждой и средствами индивидуальной защиты, предусмотренными для данного вида работ.



3.2 Противопожарные мероприятия

1 . При организации ремонтных работ следует строго придерживаться требований Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО-0137085).

2. Члены бригады обязаны знать правила противопожарной безопасности, расположение противопожарного инвентаря, оборудование и номер телефона пожарной части.

3. Агрегаты, автотранспорт, тракторы должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами пожаротушения.

4. Не допускается замазучивание территории вокруг скважины. При подъеме труб из скважины не допускается разлив нефти.

5. Запрещается применение открытого огня для разогрева замерзших трубопроводов, оборудования и химпродуктов, используемых для ремонта скважин.

6. При возникновении пожара следует немедленно вызвать пожарную часть и одновременно приступить к ликвидации пожара имеющимися на скважине средствами пожаротушения.

7. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих надпись «Место для курения».

3.3 Охрана окружающей среды

С точки зрения охраны окружающей среды важно повышать степень утилизации нефтяного газа, состав которого весьма разнообразен как в количественном, так и в качественном отношении и может содержать от сотен до десятков процентов таких коррозионно-активных и сильно ядовитых компонентов, как сероводород, углекислый газ и др.

Нефтяной газ на установках подготовки нефти содержит большое количество высокомолекулярных углеводородов, поэтому он, как и сероводород, тяжелей воздуха и эти ядовитые газы могут скапливаться в пониженных местах. На установках подготовки нефти имеется много различных технологических колодцев, заглубленных лотков. Поэтому каждый рабочий на установке по подготовке нефти должен иметь закрепленный за ним противогаз, содержать его в исправности и уметь пользоваться им. На установке должен быть составлен перечень газоопасных мест и работ, который ежегодно пересматривается и утверждается главным инженером предприятия. Рабочие должны быть ознакомлены с этим перечнем. Газоопасные места должны быть обозначены предупреждающими знаками. Работы в газоопасных местах должны производиться инструментом из металлов, не дающих искр. Запрещается вести какие-либо работы, связанные с ударами, подтяжкой, креплением болтов и шпилек на аппаратах и трубопроводах, находящихся под давлением, а также набивать и подтягивать сальники на работающих насосах.

В случае разлива на территории установки или на пол производственных помещений нефти и других легковоспламеняющихся продуктов необходимо срочно принять меры, исключающие их воспламенение. Место разлива следует засыпать песком с последующей уборкой или промыть водой при помощи шланга. Курение на установках подготовки нефти допускается в специально отведенных местах, согласованных с пожарной охраной.

Вскрывать люки на аппаратах следует по порядку сверху вниз, чтобы не создать через аппарат ток воздуха. Крышки открытых люков гайками.

При очистке аппаратов должны быть приняты меры, предотвращающие растекание извлекаемых остатков. Сбрасывать с высоты грязь, твердые отложения, извлекаемые из аппаратов во время их очистки, запрещается. Для этой цели следует применять устройства малой механизации.

При ремонтных работах на высоте при отсутствии рабочего настила рабочие должны иметь предохранительные пояса с карабинами для закрепления к надежным конструкциям.

При ремонте колонн разборку тарелок следует проводить сверху вниз; детали тарелок необходимо складывать вне колонны. При работе в нескольких местах внутри колонны необходимо оставлять одну неразобранную тарелку между работающими бригадами для предохранения от падения с высоты деталей или инструмента на работающих внизу.

Для освещения внутри аппарата необходимо применять светильники во взрывоопасном исполнении с лампами напряжения не выше 12 В. Включать и выключать их необходимо снаружи.

Рабочие, производящие химическую очистку аппаратов, должны быть в спецодежде, резиновых перчатках и защитных очках.

Работы внутри трубчатой печи необходимо вести со всеми открытыми лазами и отверстиями для вентиляции. Запрещается очистка труб печи с двух сторон.

К обслуживанию электрооборудования скважинных штанговых насосных установок допускается электротехнический персонал, знающий схемы применяемых станций управления, трансформаторных подстанций, насосной установки.

3.4 Охрана недр

Под охраной недр понимается научно обоснованное рациональное бережное использование полезных ископаемых, максимально полное, технически доступное и экономически целесообразное их извлечение, переработка, использование, утилизация отходов, ликвидация урона, нанесенного естественным природным ландшафтам.

В последнее время быстро увеличивается добыча полезных эксплуатационных и разведочных скважин достигла 10 - 12 тыс. метров. Нарушении недр происходит при непосредственном бурении скважин.

Основные мероприятия по охране недр на стадии добычи минерального сырья сводится к совершенствованию технологи его разведки, расчета запасов, к применению ряда правовых и экономических механизмов.

Значительные потери полезных ископаемых происходят при их транспортировке к местам переработки и использования. На территории России эксплуатируется 350 тыс. км промысловых трубопроводов, на которых происходит ежегодно свыше 50 тыс. прорывов. В результате за год разливается 2650 тонн нефти из магистральных труб и 1438 тонн нефтепродуктов.

Комплексное, наиболее полное извлечение и использование полезных ископаемых позволяет сохранить месторождение, не тратить дополнительные средства на переработку отходящих газов и промышленных стоков.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В данном курсовом проекте было рассмотрено 8 скважин оборудованных ШГН по Тульскому пласту Первомайского месторождения Пермского края.

Была рассмотрена геологическая часть, организационная часть, произведен расчет и анализ технологических режимов работы скважин, а также выбор оборудования. Проведенный анализ выявил неудовлетворительное состояние разработки залежей нефти месторождения, поэтому предложенный в настоящей работе комплекс геолого-технических мероприятий позволит в ближайшие годы увеличить уровень добычи по месторождению и повысить конечный коэффициент извлечения нефти.

В работе предложен комплекс геолого-технических мероприятий по вводу в промышленную разработку неразрабатываемых или эксплуатируемых низкими темпами малопродуктивных нефтяных залежей, содержащих малоизвлекаемые запасы нефти. Осуществление намеченного комплекса геолого-технических мероприятий позволит охватить процессом разработки все запасы месторождения



Список литературы

1. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Волгоград, Инфолио, 2017г.

2. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Альянс, 2018г

3. Нефтегазовое строительство. Справочник. М.: Омена, 2016г.

4. Автоматизация технологических процессов и производств: учеб. пособие / А.А. Иванов. -- 2-е изд., испр. и доп. -- М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2018. -- 224 с. -- (Высшее образование: Бакалавриат)

5. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие для ссузов / Покрепин Борис Васильевич. - Ростов н/Д: Феникс, 2016. - 318 с. - (Среднее профессиональное образование). -

6. Подземная разработка месторождений: Учебное пособие / В.И. Голик. - М.: НИЦ ИНФРА-М, 2017. - 117 с

7. Проектирование поисково-разведочных работ на нефть и газ: Учебное пособие / В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, У.С. Серикова. - М.: НИЦ ИНФРА-М, 2018. - 200 с. - (Высшее образование: Магистратура)

8. Решение задач разработки нефтяных месторождений с применением программных комплексов Eclipse и Petrel: Учебное пособие / Иванова И.А., Иванов Е.Н. - Томск:Изд-во Томского политех. университета, 2019. - 75 с.

9. Специальные способы разработки месторождений: Учебное пособие / В.И. Голик. - М.: НИЦ ИНФРА-М, 2018. - 132 с

10. Трофимов, Д.М. Методы дистанционного зондирования при разведке и разработке месторождений нефти и газа [Электронный ресурс] / Д.М. Трофимов, М.Д. Каргер, М.К. Шуваева. - М.:Инфра-Инженерия, 2018.



Приложение А

Рисунок 1.6.1 - Конструкция скважины



Приложение Б

.

Рисунок .2.2.1 Станок-качалка



Приложение В

Рисунок 2.5.1 Диаграмма Адонина

Размещено на Allbest.ru

...