Радаевский горизонт, пласт Рд

Пласт Т

Основным промышленно-нефтеносным объектом на Степановском месторождении является пласт Т. В исследуемом интервале продуктивными являются турнейские карбонатные породы, облегающие нижележащие фаменские рифогенные образования. Разрез турнейской толщи по керну представлен чередованием пористых и уплотненных разностей известняков и доломитов.

Промышленная нефтеносность пласта Т установлена в разведочный период в скважине 2, где при испытании в колонне получили дебит нефти от 18,8 до 50,5 т/сут (на трех режимах ГДИ) и подтверждена результатами его продолжительной эксплуатации в 22 добывающих скважинах.

Оценить емкостно-фильтрационную характеристику продуктивной части турнейского разреза по керновым данным крайне сложно, так как вынос керна из продуктивной части этих отложений составляет 14,1 % от проходки в 8 скважинах. По имеющимся данным нефтенасыщенная часть разреза по керну имеет относительно невысокие коллекторские свойства, составляя в среднем: пористость – 11,9 %, проницаемость – 11*10^-3 мкм², в водонасыщенной части – 11 %, и 78*10^-3 мкм², в неэффективной подошвенной части разреза отмечались секущие трещины, заполненные сульфатами.

Геофизическая характеристика разреза изучена достаточно подробно, так как пласт вскрыт в 94 % пробуренного на месторождении фонда скважин в связи с углублением проектных скважин вышележащих пластов, при этом плотность сетки скважин при разбуривание в контуре нефтеносности нижележащего объекта – пласта Т, составила 3,9 га/скв.

В центральной части залежи в подошве продуктивного разреза по ГИС в 50 % скважин выделяется плотный раздел толщиной от 13,5 м до 33 м, отделяющий турнейскую нефтяную часть разреза от водоносной. Ранее, при оперативном подсчете запасов нефти, в пределах турнейских отложений были выделены три пласта. Анализ комплекса ГИС исследуемого разреза показывает плохую коррелируемость разреза. В связи с этим, турнейские отложения в последнем подсчете запасов нефти рассматриваются как единая гидродинамическая система, классифицируя ее как пластово-сводовую залежь.

От вышележащего радаевского пласта верхняя проницаемая часть пласта Т отделяется плотным разделом толщиной от 3 до 24 м.

Общая толщина пласта находится в пределах 52,2 – 62,9 м, в среднем равна 55,9 м. Эффективная толщина изменялась по скважинам от 7,6 до 24,6 м, средняя составляет 18,1 м. Отношение эффективной толщины к общей составляет 0,324.

Турнейские отложения имеют высокую расчлененность. В составе пласта Т выделяют до 32 проницаемых прослев толщиной от 0,4 до 3,5 м. Коэффициент расчлененности в среднем равен 21.

Пласт Т на поднятии вскрыт при бурении в 66 скважинах, его испытание в колонне в разведочный период (1966-68 гг.) проведено в трех скважинах, из которых в скважине 2, пробуренной в сводовой части поднятия, получен приток безводной нефти дебитом от 18,8 до 50,5 т/сут, в скважинах 8 и 13, попавших за контур нефтеносности, получены притоки воды дебитом 38,5 м³/сут и 5,9 м³/сут соответственно.

Промышленная значимость залежи пласта Т подтверждена результатами опробования 22 добывающих скважин, вступивших в эксплуатацию с дебитами нефти от 2,6 до 24,0 т/сут.

Водонефтяной контакт определяется как по скважинам, пробуренным в разведочный период, так и по 10 добывающим скважинам, пробуренным в начальные годы разработки (до 1988 г.) в краевой части залежи. По 11 скважинам по ГИС подошва нефти с учетом проницаемого пропластка находится на абсолютных отметках от -1312,2 м до -1313,1 м, что позволяется принять начальное положение ВНК на абсолютной отметке -1313 м.

Размеры залежи в пределах ВНК равны 4,25x4,25 км, этаж нефтеносности составляет 79,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 22 м, в среднем равна 10,1 м, средневзвешенная по объему величина – 12,2 м.

Радаевский горизонт, пласт Рд

В радаевском горизонте, представленного терригенными отложениями, выделяется проницаемый пласт Мл, общая толщина которого изменяется от 16 до 32 м. От вышележащего пласта Бб₂ пласт Мл отделен аргиллитовым разделом толщиной 3-5 м, чаще 3 м. В 13,8 % скважин пласт Мл замещен плотными породами, в 21,8 % имеет толщину <2 м. Зона отсутствия коллекторов и низких толщин распространена в южной части структуры, в связи с чем в разработке находится северная часть пласта.

Промышленная нефтеносность доказана опробованием в разведочной скважине 2 и последующей эксплуатацией в колонне в 19 скважинах, в которых получены дебиты нефти от 2 т/сут до 13 т/сут.

Эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 16 м, в среднем равна 5,6 м. Имеет место ее увеличение, как и общей толщины, в северо-восточном направлении (до 12-16 м в скважинах 127, 136, 137, 143). Отношение средней эффективной толщины к общей равно 0,38. Пласт Мл в зоне эффективных нефтенасыщенных толщин >4 м, где расположен основной фонд добывающих скважин, состоит из 2-5 пропластков толщиной от 0,4 до 6,6 м, в среднем коэффициент расчлененности равен 2,7.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1307 м по ГИС 10 скважин и результатам испытания в колонне в 6 из них.

Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 84,7 м.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 до 16 м, в зоне разработки от 4 до 16 м и в среднем составляют 5,4 м и 6,9 м соответственно. Средневзвешенная по объему нефтенасыщенная толщина в целом по месторождению равна 4,9 м.

Бобриковский горизонт, пласт Бб₂

Пласт Бб₂ залегает в нижней части бобриковского горизонта и отделяется от вышележащего пласта Бб₁ аргиллитами толщиной в 2-3 м, вскрыт при бурении в 66 скважинах. В северо-восточной, центральной и юго-восточной частях структуры пласт замещается плотными породами в 56% скважин. На остальной части площади состоит из 1 проницаемого прослоя толщиной 0,8-3,2 м.

Общая толщина пласта колеблется в пределах 5,2 – 9,8 м, составляя в среднем 7,6 м. Эффективная толщина изменяется от 0,8 м до 3,2 м, наибольшие значения отмечаются на западе Степановского поднятия и в районе скважины 13. Коэффициент песчанистости – 0,18, коэффициент расчлененности – 1.

Пласт Бб₂ промышленно нефтеносен на Степановском поднятии и на небольшом, экранированном с трех сторон поднятии в районе скв.13, что подтверждается получением нефти в скв.13, 118, 119, 124, 126, 140. Начальные дебиты нефти при испытании 2,8 т/сут – 10,4 т/сут.

Водонефтяной контакт на Степановском поднятии принят на абсолютной отметке -1301 м, а в районе скважины 13 -1302 м по результатам ГИС в девяти скважинах и испытании в шести из них.

Тип залежи на Степановском поднятии – пластовая сводовая литологически экранированная с северо-востока и юга. Размеры залежи в пределах ВНК 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 84,3 м.

Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 3,2 м, при средневзвешенной по объему 1,5 м.

Размер залежи в районе скважины 13 – 1,0х0,8 км, этаж нефтеносности 3,4 м. Залежь пластовая сводовая.

Пласт Бб₁

Пласт Бб₁ залегает в верхней части бобриковского горизонта и отделается от вышележащего пласта Тл_2-б плотным разделом толщиной 5 – 9 м.

В юго-западной части и частично в центре месторождения пласт замещен плотными породами (30 %), в остальных скважинах состоит, в основном, из одного пропластка толщиной от 0,6 до 2,4 м, чаще 1 – 1,2 м. Общая толщина пласта, изменяясь от 7,1 до 12,8 м, в среднем равна 9,8 м. Эффективная толщина меняется от 0,6 до 3,8 м, в среднем ее значение равно 1,3 м. Наибольшее ее значение наблюдается на северо-западе структуры.

Коэффициент песчанистости равен 0,13, коэффициент расчлененности 1,1.

Нефтеносность пласта установлена результатами испытания в скважине 141, в которой получена нефть дебитом 3,7 т/сут и при совместном испытании с пластами Бб₂ и Тл_2-б в скважине 126.

Водонефтяной контакт принят по ГИС десяти скважин с учетом результатов испытания и находится на абсолютной отметке -1290 м .

Тип залежи – пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 77,8 м.

Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны Степановского поднятия изменяется от 0,6 до 3,8 м, при средневзвешенном по объему значении 1,2 м.

Тульский горизонт, пласт Тл_2-б

Пласт залегает в нижней части терригенных отложений тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл_2-а отделяется плотным разделом толщиной 4-8 м. В западной, северо-западной и юго-восточной частях поднятия, а также в районе скважин 103, 171 в центре поднятия (20% скважин) пласт полностью замещен плотными породами. В остальных скважинах пласт состоит из 1-3, чаще из 1 пропластков толщиной от 0,8 до 5,2 м.

Общая толщина пласта составляет 6,8 – 12,1 м, в среднем равна 8,9 м. Эффективная толщина, при ее изменениях от 0,8 м до 5,2 м, в среднем равна 2,2 м. Наибольшее ее значение наблюдается в юго-восточной части структуры.

Пласт состоит из 1 – 2 пропластков, толщиной 0,4 – 1,2 м. Коэффициент песчанистости равен 0,247, коэффициент расчлененности – 1,2.

Пласт Тл_2-б промышленно нефтеносен на Степановском поднятии. Нефтеносность пласта подтверждается результатами испытания скважин 2, 126, 163, 300, в которых получена нефть дебитом 4,2 т/сут – 33,3 т/сут.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1260 м, по результатам ГИС в 10 приконтурных скважинах с учетом результатов испытания.

Тип залежи – пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 3,75х3,25 км, этаж нефтеносности 55,9 м.

Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,8 до 5,2 м, при средневзвешенной по объему 2,1 м.

Тульский пласт Тл_2-а

Пласт залегает в кровле терригенной части тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл_1-в отделяется плотным разделом толщиной в 2 м.

В 15 % скважин пласт замещен плотными породами (в виде отдельных линз).

Общая толщина пласта колеблется от 4,6 до 9,4 м, чаще составляет 7-9 м, в среднем равна 7,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 до 4,4 м. Наибольшая отмечена на юго-востоке структуры (скв. 142, 141, 128), ее среднее значение равно 1,7 м. В пласте выделяются 1-2, реже 3 пропластка толщиной 0,6-4,4 м.

Коэффициент песчанистости равен 0,218 коэффициент расчлененности – 1,9.

Пласт Тл_2-а промышленно нефтеносен на Степановском поднятии, что подтверждают результаты испытания скважин 128, 129, 141, в которых получена нефть дебитом 2,8 – 3,4 т/сут.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1268 м по ГИС 11 приконтурных скважин и результатам испытания.

Тип залежи – пластовая сводовая. Размеры залежи 5,0х4,75 км, этаж нефтеносности 72,9 м.

Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,5 до 3,6 м, при средневзвешенной по объему 1,4 м.

Тульский пласт Тл_1-в

В кровле терригенной части тульского горизонта выделяется проницаемый пласт Тл_1-в, пласт не выдержан по площади. В 58 % пробуренных скважин он замещен плотными породами.

Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 8,3 м и составляет в среднем 5,4 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 м до 1,0 м, составляя в среднем 0,8 м, наибольшее значение в скважине 140 на востоке структуры и представлена, в основном, одним пропластком.

Коэффициент песчанистости равен 0,148, коэффициент расчлененности 1.

Нефтяные залежи выделены на Степановском поднятии, а так же в районе скв.13. Нефтеносность их подтверждена результатами испытания скв.13, в которой получена нефть дебитом 1,4 т/сут. На Степановском поднятии испытания в колоне не проводились.

Водонефтяные контакты для залежи Степановского поднятия и залежи в районе скважины 13 предлагается принять на абсолютных отметках -1257 м и -1264 м соответственно.

Залежь на Степановском поднятии относится к типу пластовой сводовой литологически экранированной, в районе скважины 13 – водоплавающая.

Размеры залежи на Степановском поднятии 3х3 км, этаж нефтеносности 72,9 м, в районе скв.13 – 1,0х0,75 км, этаж нефтеносности 3,8 м.

Нефтенасыщенная толщина пласта Тл_1-в на Степановском поднятии, изменяясь от 0,6 м до 1 м, в среднем равна 0,8 м. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважиной 13 равна 0,6 м.

Башкирский пласт Бш

Проницаемый пласт Бш, в разрезе которого на большинстве месторождений Пермского Прикамья прослеживается три пласта (сверху вниз: Бш₁, Бш₂, Бш₃) на Степановском месторождении по данным ГИС нефтеносен, в основном в верхней части разреза(пласт Бш₁, а в сводовых скважинах частично так же пласт Бш₂). Эта часть разреза освещена результатами опробования в скважинах 13, 400, 401, по которым установлено, что они являются единой гидродинамической системой с единым ВНК.

Общая толщина пласта (Бш₁+Бш₂) с учетом аналогов равна 36,4 – 73,5 м (средняя – 54,5 м), толщина эффективной части 1,8 – 20,4 м (средняя 10,2 м). Наибольшие значения эффективной толщины отмечены в центральной части поднятия (скв.115, 148, 110, 200, 132, 106).

В составе пласта выделяется от 1 до 15 проницаемых прослоев, толщиной от 0,4 до 2,6 м. Отношение эффективной толщины к общей равно 0,18 , коэффициент расчлененности 11,9.

К пласту Бш приурочено две залежи нефти: на Степановском поднятии и на поднятии в районе скважины 13. Промышленная нефтеносность этих залежей подтверждается результатами испытания в колонне скважин 13, 400 и 401, в которых получены притоки нефти 1,6 – 1,7 т/сут, в процессе эксплуатации дебиты нефти после проведения мероприятий в ПЗП доходили до 9 – 13 т/сут.

Водонефтяной контакт на Степановском поднятии по ГИС и результатам опробования принят на абсолютной отметке -901 м. Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры залежи в пределах ВНК 4,25х4,25 км, этаж нефтеносности составляет 33,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина закономерно уменьшается от свода залежи к периферии и составляет 0,6 – 9 м при среднем значении 4,1м и средневзвешенном значении по объему – 3,5 м.

Водонефтяной контакт залежи в районе скв.13 принят на абсолютной отметке -903. Залежь нефти пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры залежи в пределах принятого ВНК 1,3х0,8 км, этаж нефтеносности 4,5 м. Значения нефтенасыщенной толщины изменяются от 0,8 до 1,6 м, при средневзвешенном по объему значении 0,8 м.

Верейский пласт В₃

В подошве верейского горизонта согласно номенклатуре пластов Пермского Прикамья по ГИС и опробованию выделяются проницаемые пласты В₃ и В₄. Так как плотная перемычка между пластами небольшая (2 м), то они как правило рассматриваются как единое целое В₃+В₄.

Как показал анализ материалов, проницаемый пласт В₄ присутствует в 21 % скважин, эффективная толщина его колеблется от 0,6 до 1,2 м, во всех скважинах пласт водонасыщен. В остальных 79 % скважин пласт замещен плотными породами. Следует отметить, что ни в одной скважине он не испытан.

В настоящем отчете рассматривается продуктивный пласт в объеме пласта В₃.

Общая толщина пласта с учетом аналогов выдержана в пределах 8,1– 9,3 м, лишь в одной скважине 123 пласт замещен полностью плотными породами. Наибольшие значения эффективной толщины отмечены в центральной части месторождения.

В составе пласта выделяется 1-4 проницаемых пропластка, чаще – 3, толщиной от 0,4 м до 3,8 м. Отношение эффективной толщины к общей равно 0,423, коэффициент расчлененности 2,9.

К пласту В₃ приурочено две залежи нефти: на Степановском поднятии и в районе скважины 13.

Водонефтяной контакт залежи на Степановском поднятии принят на абсолютной отметке -864 м по результатам ГИС 14 скважин и результатам испытания трех из них.

Размеры залежи в пределах принятого ВНК 3,4х3,2 км, этаж нефтеносности 22 м. Залежь нефти пластовая сводовая. Значения нефтенасыщенной толщины в составляют 0,6 – 5,0 м, при средневзвешенной величине 3,1 м. Объем нефтяной зоны составляет 77,1 %, водонефтяной 22,9 %.

Водонефтяной контакт для залежи в районе скважины 13 принят на абсолютной отметке -879 м. Размеры залежи в пределах ВНК 1,4х1,0 км, этаж нефтеносности 6,5 м. Тип залежи – пластовая сводовая, средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины равно 2,1 м.

2 Техническая часть

2.1 Общие сведения о методах борьбы с АСПО

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м ³/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

- подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперстности водонефтяного потока;

- применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

- применение НКТ с покрытием;

- установка скребков на штангах;

- увеличение производительности глубинных насосов, т.е. увеличение скорости подъема жидкости.

Подбор режима откачки предусматривает такие условия, чтобы предотвратить отложения парафина, В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100м., увеличивает температуру на приеме насоса на 3-4º С ), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира, за счет дополнительного веса штанг.

Инженерно-технологическая служба цеха планирует и осуществляет мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной разработки месторождения, наличие тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода борьбы с АСПО являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на одну скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации, исходя из накопленного опыта, могут быть сделаны.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов: механические, химические, физические, применение защитных покрытий.

Механические методы

Для категорий 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:

- магнитные аппараты;

- скребки – центраторы.

При применении механического метода борьбы с АСПО необходимо учитывать возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах, в частности возможность роста частоты обрывов и отворотов штанг при длительной работе скважин оборудованных скребками.

Для защиты глубинно-насосного оборудования от АСПО в малодебитных скважинах, были опробованны сочетание лифтов с полуавтоматической установкой ПАДУ-3 обеспечивающей очистку лифта скребками.

Тепловые методы

Тепловые методы борьбы с АСПО - это периодическая обработка скважин:

- Промывка горячей нефтью с применением специального агрегата АДП.

- Очистка НКТ от парафина бригадой ТКРС перегретым паром от ППУ.

- Промывка лифта скважины горячей водой с добавлением ПАВ.

Главным недостатком первого метода является малая зона прогрева, в следствии потерь тепла в окружающую среду, что делает его не эффективным как самостоятельный на поздней стадии разработки месторождения.

Физические методы

К группе физических, относится также метод воздействия на продукцию скважины постоянным магнитным полем создаваемым специальными устройствами - магнитными активаторами.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью ППУ.

Химические методы

Наиболее распространенным, методом в этой группе являются промывка скважин нефтедистиллятной смесью, что связано с относительной простотой технологии проведения обработок и доступностью промывочного раствора, в качестве которого используется смесь обезвоженной нефти и дистиллята в различных соотношениях.

2.2 Характеристика используемого оборудования

Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин метод промывки. При промывке горячей нефтью, горячей водой с моющими элементами и паром используются автоцистерны и промывочные агрегаты.

Доставка промывочного раствора на скважину осуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН-7,5-5334, АЦН-11-257 , АЦ-15-5320/8350, АЦ-16П.

Таблица 1 – Техническая характеристика автоцистерн показана

Автоцистерна Транспортная база Грузоподъемность, т Наибольшая скорость передвижения с полной нагрузкой, км/ч Тяговый двигатель-четырёхконтактовый дизель Номинальная мощность (при п=2100 мин-1), кВт Вместительность цистерны

АЦН-11-257 КрАЗ-257Б1А   ЯМЗ-238   176,5

АЦН-7,5-5334 МАЗ-5334 7,2   ЯМЗ-236   7,5

ЦР-7АП КрАЗ-255 7,5   ЯМЗ-238   176,5 7,5

Рисунок 1

Нефтепромысловая автоцистерна АЦН-11-257 рисунок 1:

1 - цистерна; 2 - установка искрогасителя; 3 - установка фары и тахометра; 4 - автошасси КрАЗ-257131А; 5 - огнетушитель ОУ-2; 6 - насосный блок; 7 — система самовсасывания; 8 — манифольд.

Для промывки скважин применяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосные установки УН1-100х200, УН1Т-100х200. Все агрегаты имеют трубки высокого давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательной линии.

Таблица 2 – Техническая характеристика ЦА-320М

Монтажная база Силовая установка: марка тип двигателя Наиб.мощн. при частоте вращ. вала дв-ля 2800мин-1, л.с. Наибольшая подача насоса, л/с. Наибольшее давление, МПа Водопадающий насос Наибольшая подача, л/с. Наибольшее давление, МПа	КрАЗ-257   5УС-70 ГАЗ-51 9Т 1В 1,5
Объём мерной ёмкости, м3 Диам.проходн. сечения коллектора, мм приёмного нагнетательного Вспомогательный трубопровод число труб общая длина, м Масса агрегата, кг без заправки заправленного Габаритные размеры, мм	6,4       10425х2650х3225

Рисунок 2 – Цементировочный агрегат ЦА-320М

1-шасси автомобиля; 2-коробка отбора мощности; 3- блок водоподающий с центробежным насосом; 4- насос НЦ-320; 5- колено шарнирное 50х70; 6- колено шарнирное сдвоенное 50х70; 7- бак мерный с донными клапанами; 8- бачок цементный; 9- манифольд; 10- труба L=4065; 11- труба L=2065;12- труба L=1140.

Техника и оборудование при паротепловой обработке

Установка ППУА-1200/100

Предназначена для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземных коммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же при монтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогрева оборудования.

Включает в себя парогенератор, водяную, топливную и воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование и вспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленной на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрыто металлической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.

Рисунок 3 – Фотогрфия установки ППУА-1200/100

Агрегаты АДПМ

Предназначены для депарафинизации скважин горячей нефтью. Агрегат, смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ 255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагнетательный насос, системы топливо и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы.

Рисунок 4 – Агрегат АДПМ 12/150

Привод механизмов агрегата - от двигателя автомобиля, где размещены основные контрольно- измерительные приборы и элементы управления.

Нефть, подвозимая в автоцистернах, закачивается насосом агрегата и прокачивается под давлением через нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть подается в скважину, где расплавляет отложения парафина и выносит их в промысловую систему сбора нефти.

ПАДУ-3М

Полуавтоматическая депарафинизирующая установка типа ПАДУ-3М предназначена для механической очистки от парафина внутренней полости лифтовых труб фонтанных, компрессорных и оборудованных электрическими погружными насосами нефтедобывающих скважин.

Очистка лифтовых труб от парафина производится скребком, закрепленным на проволоке. Движение скребка вниз осуществляется под действием силы тяжести скребка и груза. Для облегчения движения скребка при спуске сальник ослабляется, а скребок, двигаясь, уменьшается в поперечном сечении. Подъем скребка, осуществляется за счет тягового усилия лебедки.

Рисунок 5 – ПАДУ-3М

Установка ПАДУ-3М работает в полуавтоматическом режиме, для чего предусмотрено тормозное устройство. Подъем скребка производится автоматически с помощью электродвигателя. Результаты спуско-подъемных операций скребка заносятся в вахтовый журнал и передаются диспетчеру промысла.

Таблица 3 – Техническая характеристика ПАДУ-3М

Максимальная глубина очистки Число скребков Усилие срабатывания предохранительного устройства, кг Мотор-редуктор Электродвигатель N, кВт п, об/мин Скорость подъема скребка, м/сек Скорость спуска скребка, м/сек Электропитание: -род тока -напряжение, В -частота, Гц

МЧ-80 1,1 0,32-0,45 0,5-2 Переменный, 3х фазный

Скребки-центраторы

Они обеспечивают очистку насосно - компрессорных труб и штанг от парафина. Скребки различных конструкций изготовляются из полимерных материалов Скребки - центраторы жестко фиксируются на теле штанги, а между ними располагаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО с тела штанги, а неподвижные - с внутренней поверхности НКТ.

Скребок - центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функции скребка и предохраняет от износа систему «труба-штанга-муфта».

При применении скребков - центраторов вместе со штанговращателем достигается предотвращение парафинизации и защита от износа насосных штанг, муфт, НКТ. Косые пазы, выполненные по периметру рабочей поверхности скребка, обеспечивают достаточный проток жидкости.

Рисунок 6 – Скребки-центраторы

Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. При этом происходит соскабливание парафина со стенок труб в процессе работы скважины.

Срок службы скребка по паспорту 5-7 лет. Результаты показывают, что применение скребков-центраторов весьма эффективно. Об этом свидетельствуют увеличение дебита, увеличение коэффициента эксплуатации оборудования, увеличение межремонтного периода.

Штанги с направленными скребками применяют в сочетании со штанговращателем ШВЛ-10 механического действия.

Штанговращатели ШВЛ-10 обеспечивают медленное поворачивание колонны, штанг и плунжера (на заворот) при возвратно-поступательном движении штока. Штанговращатели применяют при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера насоса, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения на колонне штанг скребков для очистки колонны НКТ от отложений парафина.

Рисунок 7 – Штанговращатель

Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6-8 мм) с рамой станка- качалки. Для надежной работы ШВЛ-10 необходимо при монтаже обеспечить такое натяжение каната, соединяющего рычаг штанговращателя с рамой станка-качалки, при котором за один ход устьевого штока соединенный с концом рычага, натягивается и перемещает вверх храповое колесо штанговращателя на один зуб. При движении вниз он ослабляется, а канат натягивается и возвращается в первоначальное положение. Рычаг соединяется канатом диаметром 6-9 мм с рамой станка-качалки.

Установка дозированной подачи химреагента УДПХ

Установка предназначена для автоматизированного дозированного ввода химреагентов в трубопроводы промысловых систем сбора, транспорта и подготовки нефти, в трубопроводы системы поддержания пластового давления, в нагнетательные и добывающие скважины с целью защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования от коррозии и предотвращения отложений солей и парафина, деэмульгирования водонефтяной смеси.

Рисунок 8 – Установка блочной (непрерывной) подачи реагента

Дозатор реагента глубинный ДРГ

Дозатор реагента глубинный типа ДРГ - предназначен для дозировки различных ингибиторов с плотностью менее 1 г/см3 в добываемую нефть на забое нефтяных скважин для растворения парафино-смолистых веществ с целью предотвращения отложения их на внутренних поверхностях эксплуатационных труб (НКТ) и повышения КПД погружных насосов.

Принцип работы дозатора основан на вытеснении реагента из контейнера пластовой жидкостью под действием гидростатического давления через инжекторы. Дозировка реагента регулируется путем замены инжекторов с отверстиями различного диаметра в пределах диаметра от 0,3 до 3 мм.

Дозатор реагента глубинный типа ДРГ устанавливается между контейнером реагента и глубинным насосом (ШГН).

Дозатор позволяет экономно расходовать дорогостоящие реагенты. Реагент дозируется только при работе насоса. При каждом подъёме насоса (при ПРС) контейнер дополняется реагентом.

Автоматизированный саморегулируемый линейный нагреватель АСЛН-1

Предназначен для поддержания температуры потока жидкости по стволу нефтедобывающих скважин в заданных пределах с целью предотвращения образования АСПО на внутренних стенках НКТ. АСЛН-1 конструктивно состоит из нагревательной и электронной частей.

Рисунок 9 – АСЛН-1

Нагревательная часть представляет собой греющий кабель с оконцовочным устройством. Тип кабеля, сечение и материал токопроводящих жил определяются после теплового расчета и зависят, в первую очередь, от режима нефтедобычи, степени вязкости добываемого флюида, интервала и интенсивности отложений АСПО.

Магнитный скважинный активатор

Аппараты магнитной обработки предотвращают образование парафина и коррозию в трубопроводе нефтяной скважины или линиях перекачки.

Магнитный активатор изменяет химические, механические и электрические свойства сырья, поскольку оно подвергается воздействию циклических магнитных полей. Эти изменения приводят к изменению температуры кристаллизации парафинов, изменяют кинетику процесса кристаллизации. Аппарат уменьшает или устраняет механическое сцепление вязких парафинов друг с другом, сохраняя эти парафины растворенными.

Физические свойства сырой нефти значительно изменяются аппаратом магнитной обработки.

Удаляет парафиновые отложения и решает проблемы коррозии. Улучшает производительность скважины, исключая затраты на контроль парафинов и время простоя

2.3 Анализ проводимых мероприятий борьбы с АСПО на Степановском месторождении

Греющий кабель установлен на скважинах №171,106,102,146

Рисунок 10 Межочистной период на скважинах №171,106,102,146 до и после внедрения греющего кабеля

Из диаграммы видно, что на скважине №171 межочистной период увеличился на 305 дней, а на скважинах №106,102,146 промывки вообще даже не понадобились.

Магнитные активаторы введены на скважинах №102,401,113.

Штанговые скребки введены на скважинах № 124,147,300.

УБПР в затрубъе установлено на скважинах№ 110,109,104,154,118,106,115.

Рисунок 11 Межочистной период на скважинах №109,107,104,154,118 до и после внедрения УБПР в затрубъе

Из диаграммы видно что УБПР в затрубъе существенно влияет на количество промывок в году и тем самым снижает затраты на эксплуатацию данных скважин.

УБПР на прием насоса установлено на скважинах № 107,104,111,154,118,145.

Глубинные дозаторы установлены (ДРГ) на скважинах №2,300.

2.4 Спецвопрос. Анализ добывных возможностей скважин и технологический режимов

Анализ добывных возможностей скважин

1 Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока

м³/ сут*Мпа, (1)

где:

Q_ф – фактический дебит, (м3/сут.)

Р _пл.- пластовое давление, (МПа)

Р _заб- забойное давление, (МПа)

№ скв.	Qф	Рпл	Рзаб
	6,70	6,48	5,46
	11,00	8,65	5,36
	8,00	14,87	5,69
	0,80	12,01	4,41
	5,30	11,13	7,57
	8,00	14,88	5,16
	6,00	11,50	7,40
	3,60	8,08	4,60
	4,00	9,44	6,08
	1,10	8,63	3,10
	6,90	9,62	5,55
	4,70	10,83	6,71
	0,20	8,65	3,88
	10,00	10,16	5,20
	2,90	11,55	4,51

Таблица 3 Данные для расчетов

2 Определение максимально допустимого забойного давления из условия:

(если n_в>50%) (МПа) (2)

(если n_в<50%) (МПа), (3)

где

P_нас - давление насыщения (МПа)

n_в -обводнённость продукции (%)

№ скв.	Рнас	nв
	8,10	25,60
	8,10	14,20
	8,10	51,00
	8,10	13,00
	8,10	65,40
	8,10	60,00
	8,10	82,00
	8,00	8,00
	8,00	62,20
	8,00	6,00
	8,00	15,00
	8,00	42,90
	8,00	6,00
	8,00	9,00
	8,00	90,00

Таблица 4 Данные для расчетов

3 Определение максимально допустимого дебита скважин

(м³/МПа * сут) (4)

№ скв.	Рпл	К	Pmax д
	6,48	6,56	2,43
	8,65	3,43	2,43
	14,87	0,87	6,07
	12,01	0,10	2,43
	11,13	1,48	6,07
	14,88	0,82	6,07
	11,50	1,46	6,07
	8,08	1,03	2,40
	9,44	1,19	6,00
	8,63	0,19	2,40
	9,62	1,69	2,40
	10,83	1,14	2,40
	8,65	0,04	2,40
	10,16	2,02	2,40
	11,55	0,41	6,00

Таблица 5 Данные для расчетов

4 Определение разности дебитов

(м³/МПа *сут) (5)

№ скв.	Qф	Qmax д
	6,70	26,56
	11,00	21,33
	8,00	7,65
	0,80	0,95
	5,30	7,48
	8,00	7,22
	6,00	7,92
	3,60	5,85
	4,00	4,09
	1,10	1,18
	6,90	12,20
	4,70	9,61
	0,20	0,26
	10,00	15,64
	2,90	2,29

Таблица 6 Данные для расчетов

.

Лист

Техническая часть

Дата

Изм.

Лист

№ документа

Подпись

Таблица 7 Анализ добывных возможностей скважин

№ скважины	К (м3/МПа *сут)	Рмах..доп (МПа)	Qмах..доп (м3/МПа *сут)	Q (м3/МПа *сут)
	6,56	2,43	26,56	19,86
	3,43	2,43	21,33	10,33
	0,87	6,07	7,65	-0,35
	0,1	2,43	0,95	0,15
	1,48	6,07	7,48	2,18
	0,82	6,07	7,22	-0,78
	1,46	6,07	7,92	1,92
	1,03	2,4	5,85	2,29
	1,19		4,09	0,9
	0,19	2,4	1,18	0,08
	1,69	2,4	12,2	5,3
	1,14	2,4	9,61	4,91
	0,041	2,4	0,256	0,056
	2,016	2,4	15,64	5,65
	0,414		2,29	-0,61

Из сводной таблицы по разности между максимально допустимым и фактическим дебитом видно, что зничительных отрицательных отклонений нет, то есть все скважины работают в оптимальном режиме.

Коэффициент продуктивности на скважинах №112, 113, 132, 108, 147, 171 меньше еденицы, что говорит о возмоном загрязнении призабойной зоны пласта, которое может быть после подземных ремонтов, при глушении скважин минерализованной водой.

Анализ технологических режимов скважин

1 Определение газового фактора

G= ( ), (6)

где:

n_в - обводнёность скважины ( %)

плотность нефти (кг/м³)

№ скв.	н	nв
		25,60
		14,20
		51,00
		13,00
		65,40
		60,00
		82,00
		8,00
		62,20
		6,00
		15,00
		42,90
		6,00
		9,00
		90,00

Таблица 8 Данные для расчета

2 Относительная плотность газа по воздуху

, (7)

где

плотность газа

плотность воздуха

№ скв.
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148
	1,291	1,148

Таблица 9 Данные для расчета

3 Определение коэффициента газосодержания

G_o= G* ( ) (8)

№ скв.	G
	0,25	1,2
	0,22	1,2
	0,39	1,2
	0,22	1,2
	0,54	1,2
	0,47	1,2
	1,06	1,2
	0,2	1,2
	0,5	1,2
	0,2	1,2
	0,23	1,2
	0,33	1,2
	0,2	1,2
	1,91	1,2
	0,21	1,2

Таблица 10 Данные для расчета

4 Определение плотности газо-жидкостной смеси

_ж. = _. * (1 – n_в.) + _в. * n_в. (кг/м³), (9)

если (n_в > 80%)

_{ж. =.} + _*G₀ + _в(n_в / 1 - n_в ) / В + (n_в / 1 - n_в ), (кг/м³), (10)

если (n_в < 80%)

где:

_в. – плотность воды (кг/м³);

_. – плотность нефти (кг/м³);

n_в.- процент воды в добываемой продукции;

- плотность газа (кг/м³);

G₀ – газосодержание;

В – коэффициент = 1,056

№ скв.		в	nв	G0
	1,291		25,60	0,3
	1,291		14,20	0,26
	1,291		51,00	0,48
	1,291		13,00	0,26
	1,291		65,40	0,64
	1,291		60,00	0,56
	1,291		82,00	0,27
	1,291		8,00	0,24
	1,291		62,20	0,6
	1,291		6,00	0,24
	1,291		15,00	0,27
	1,291		42,90	0,39
	1,291		6,00	0,24
	1,291		9,00	0,25
	1,291		90,00	0,29

Таблица 11 Данные для расчета

5 Определение приведённого давления

(МПа), (11)

где

P_пл. - пластовое давление (МПа)

P_ср.кр -среднее критическое давление ( 2, 56 МПа)

№ скв.	Рпл
	6,48
	8,65
	14,87
	12,01
	11,13
	14,88
	11,50
	8,08
	9,44
	8,63
	9,62
	10,83
	8,65
	10,16
	11,55

Таблица 12 Данные для расчетов

6 Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень

(м), (12)

где

P _ЗАТ - затрубное давление (МПа)

g- Коэффициент ускорения свободного падения ( 9, 8)

№ скв.	ж.	Рпр	Рзат
		2,53	1,29
		3,37	0,75
		5,8	0,88
	1245,5	4,69	0,57
	1100,1	4,34	0,84
		5,81	0,34
	985,6	4,49	0,62
	1142,1	3,15	0,761
		3,68	1,44
	1242,87	3,37	0,54
	1222,9	3,75	1,5
	1151,3	4,23	0,04
	1168,2	3,37	0,2
	1642,5	3,96	0,4
		4,51	0,6

Таблица 13 Данные для расчетов

7 Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень

h _Ф = L – H_Д (м) (13)

где

L – Глубина спуска насоса (м)

H _Д - высота динамического уровня (м)

№ скв.	L	H Д
	1314,5
	1310,9
	1445,2
	1452,1

Таблица 14 Данные для расчетов

8 Определение разности между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса

(м) (14)

№ скв.	Нопт	hф
	112,55
	337,19
	324,34	475,5
	500,5	204,9
	400,25
	219,31
	232,12
	187,5
	276,6
	220,9
	401,78	318,1

Таблица 15 Данные для расчетов

9 Определение коэффициента подачи насоса

, (15)

где

Q_Ф – фактическая подача (м3/сут)

Q_т – теоретическая подача (м3/сут)

№ скв.	Qф	Qт
	6,70	14,8
	11,00	24,6
	8,00	24,6
	0,80
	5,30	7,8
	8,00	38,7
	6,00	19,7
	3,60	13,9
	4,00	12,4
	1,10	9,3
	6,90	14,8
	4,70	7,7
	0,20	1,4
	10,00	13,9
	2,90	6,6

Таблица 16 Данные для расчетов

Таблица 17 Анализ технологических режимов скважин

№ скв.	G (м3/м3)	G0 (м3/м3)	ж (кг/м3)	Рпр (МПа)	Нопт (м)	hф (м)	H (м)
	0,25	0,3		2,53	112,55		-20,45	0,45
	0,22	0,26		3,37				0,44
	0,39	0,48		5,8				0,32
	0,22	0,26	1245,5	4,69	337,19		193,2	0,13
	0,54	0,64	1100,1	4,34	324,34	475,5	-151,1	0,67
	0,47	0,56		5,81	500,5	204,9	295,6	0,2
	1,06	0,27	985,6	4,49	400,25		-167,8	0,3
	0,20	0,24	1142,1	3,15	219,31		53,3	0,28
	0,50	0,6		3,68			-39	0,32
	0,20	0,24	1242,87	3,37	232,12		58,1	0,11
	0,23	0,27	1222,9	3,75	187,5		-76,5	0,46
	0,33	0,39	1151,3	4,23			-73	0,61
	0,20	0,24	1168,2	3,37	276,6		-13,4	0,14
	1,91	0,25	1642,5	3,96	220,9		-43,1	0,71
	0,21	0,29		4,51	401,78	318,1	83,68	0,43

Вывод:

Проведя анализ технологических режимов пятнадцати скважин, обнаружилось, что разница между фактическим и оптимальным уровнями имеет отрицательные значения, что говорит, об необходимости оптимизации режимов работы скважин с уменьшением отбора жидкости, а также не имеет отрицательных значений, что говорит об оптимальном режиме работы скважин (зависит от параметров работы скважины).

Если посмотреть коэффициент подачи насоса у пяти скважин №113,132,101,108,147 – он низкий, т.к. работа данной установки считается удовлетворительной, если установка работает с коэффициентом подачи не менее 0,6.

Снижение коэффициента подачи насоса может происходить вследствие утечек жидкости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек является плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьбы, дефекты в резьбе, трещины в стенках труб.

Поэтому при спуске НКТ в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчивания, состоянием резьбы и наружной поверхности. Месторождение находится на III стадии, пластовое давление снижается, динамический уровень падает.

Организационная часть