Курсовой проект. КП Гарипов Тимур. 1 Геологопромысловый раздел
 Скачать 1.43 Mb.
|
 Введение В настоящее время добыча нефти на территории Арланского месторождения введется преимущественно механизированным способом. Самое большое распространение получило применение Штанговых глубинных насосных установок. В процессе эксплуатации нефтяных скважин происходит снижение производительности скважин, которые не благоприятно влияют на добычу. В своем курсовом проекте, я рассмотрю причины образования АСПО, осложняющих эксплуатацию добывающих скважин и методы борьбы с ними. Для борьбы с вредным влиянием с вязкой нефтью на работу штангового насоса применяются различные методы. Использование этих методов позволяет увеличить производительность скважин, а также соответственно и добычу нефти. 1 Геолого-промысловый раздел 1.1 Общие сведения о месторождении Арланское нефтяное месторождение условно делится на пять больших площадей: Арланскую, Николо-Березовскую, Новохазинскую, Юсуповскую и Вятскую. Вятская площадь является северо-западным окончанием Арланского нефтяного месторождения (рис.1.1), разрабатывается ООО «Белкамнефть». Остальные площади Арланского месторождения разрабатываются ОАО АНК «Башнефть». В непосредственной близости к западу от Вятской площади расположены Западно-Ельниковское и Кырыкмасское нефтяные месторождения. Разработку Вятской площади Арланского месторождения до 1998 г. осуществляла АНК «Башнефть», с 1998 г. запасы площади переданы ООО «Белкамнефть». Вятская площадь в административном отношении находится на территории Каракулинского района Удмуртской Республики, в 40-45 км юго-восточнее г. Сарапул и в 15-20 км юго-западнее г. Камбарка, которые являются одновременно крупными железнодорожными станциями и речными портами. В пределах территории Вятской площади расположены населенные пункты: деревни Кухтино, Сухарево, Боярка, с. Галаново. В геоморфологическом отношении район Вятской площади Арланского месторождения расположен в юго-западной части Сарапульской возвышенности на правом берегу р. Кама, огибающей её с востока на отрезке между пристанью Камбарка, Николо-Березовка и Каракулино. Территория представляет собой холмистую равнину, полого наклоненную в восточном направлении в сторону р. Камы, рассеченную мелкими реками - правобережными притоками р. Камы (Большой, Жидковкой, Сухаревкой, Ветлянкой), с большим количеством пойменных озер (Большое, Долгое, Светлое, Исток и т.д.). Абсолютные отметки составляют: на возвышенности - 100-200 м; в долине - 60-70 м. В долине выделяются две террасы: пойменная и первая надпойменная. В районе Вятской площади р. Кама находится в зоне выклинивания подпора Нижнекамского водохранилища, которое было наполнено до промежуточной отметки 62,0 м в 1979 г. По климатическим характеристикам район расположения Вятской площади относится к районам умеренно-континентального климата: холодная многоснежная зима; короткое теплое лето; хорошо выражены весна и осень. По многолетним наблюдениям климат района характеризуется следующими показателями: среднемесячные температуры воздуха ниже нуля наблюдаются в период с ноября по март; ноябрь характеризуется зимним режимом погоды, среднемесячная температура составляет -5,1 0С; самый холодный месяц – январь (среднемесячная температура -13,9 0С; самый теплый месяц – июль (среднемесячная температура 19,0 0С). Глубина промерзания почв в отдельные годы достигает 65-90 см. Начало промерзания почвы - первая декада декабря, окончательное оттаивание - в конце апреля. В среднем глубина промерзания почв - около 50 см.Снежный покров устанавливается в среднем в начале ноября и удерживается 5,5 месяцев в году. Наибольшая высота снежного покрова наблюдается в первой декаде марта. Средняя высота составляет 46 см. Территория месторождения расположена в основном на сельскохозяйственных угодьях, леса занимают незначительные площади. Почвенный покров довольно однороден и представлен в основном дерново-подзолистыми и серыми лесными почвами суглинистого механического состава. Увлажнение территорииатмосферными осадками происходит в основном за счет влаги, приносимой циклоном с Атлантического океана. Среднегодовое количество выпадающих осадков составляет 548 мм. Основное количество осадков выпадает в теплое время года, наибольшее (61-58 мм) выпадает в июле-августе. С апреля по октябрь выпадает около 70% годовой суммы осадков. Осадки выпадают в форме слабых и средних по интенсивности дождей, но зачастую они носят ливневый характер. Абсолютная и относительная влажность воздуха почти всегда высока и, в целом, территория находится в зоне достаточного увлажнения, но в отдельные месяцы и годы оно бывает недостаточным. В мае-июне наблюдается наибольший дефицит влаги и наименьшая относительная влажность воздуха. Геологическое строение и географическая широта территории Удмуртской Республики препятствуют возникновению таких опасных природных явлений, как землетрясения, карсты, просадки. По сейсмическому районированию Удмуртия входит в потенциально сейсмичный район востока Русской платформы. Для платформенных территорий умеренной широты наиболее характерны шквалы, смерчи, ливни, град, оползни, лесные пожары. Площадки нефтепромысловых объектов Вятской площади Арланского месторождения нефти, расположенные на правом склоне долины р. Камы попадают в зону развития оползневых процессов. На Вятской площади для хозяйственно-питьевого водоснабжения используются пресные подземные воды казанского водоносного горизонта, из артезианских скважин 12В и 17В. Трубопроводная система Вятской площади Арланского месторождения расположена на водосборах рек Большая, Жидковка, Сухаревка, Ветлянка и пересекает многочисленные водотоки и пойменные озера. Для водных объектов ширина водоохранной зоны в пределах территории Вятской площади Арланского месторождения составляет: реки Жидковка, Сухаревка, Ветлянка, Северная - 50 м; р. Большая - 110 м; озера Большое, Долгое, Светлое, Исток - 300 м; р. Кама (Нижнекамское водохранилище) - 500 м. В настоящее время при существующей отметке временного подпорного уровня (ВПУ) Нижнекамского водохранилища в водоохранных зонах поверхностных водных объектов находятся 15 площадок с нефтепромысловым оборудованием. При заполнении Нижнекамского водохранилища до проектной отметки НПУ – 68,0 м количество площадок с нефтепромысловым оборудованием, расположенных в водоохранной зоне, возрастет. Наблюдательная сеть для контроля состояния пресных подземных вод на территории Вятской площади Арланского месторождения нефти создана в 1980-1981 г.г. В настоящее время на Вятской площади развернута сеть наблюдательных скважин, пробуренных на эксплуатируемые напорные горизонты: казанский терригенный комплекс и водоносную уфимскую карбонатно-терригенную свиту. Сеть водопунктов представлена 15-ю скважинами. С целью поддержания пластового давления в настоящее время, в качестве рабочего агента используется в основном минерализованная пластовая вода, добываемая из продуктивных горизонтов. Все сточные воды (производственные, поверхностные) после отстаивания в резервуарах на установке подготовки нефти (УПН) используются в системе ППД. 1.2 Литолого-стратиграфический очерк На Арланском месторождении Вятской площади вскрыты бурением и измены верхнепротерозойские и палеозойские отложения. Основная часть этих отложений (свыше 90 % по мощности) имеет палеозойский возраст и представлена в типично выраженной платформенной фации. Верхнепротерозойские отложения изучены по разрезам, вскрытым 36 скважинами. Мощность вскрытых пород достигает 15-245 м. Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В скв. 7000 Арлан разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м Вскрытая часть верхнепротерозойского разреза на территории Арланского месторождения представлена петнурской, норкинской, ротковской, минаевской, калтасинской свитами нижнего рифея; старопетровской свитой верхнего венда. Кырпинская серия состоит из 2 подсерий: прикамской и орьебашской. Прикамскаяподсерия подразделена на 2 свиты - петнурскую и норкинскую. Петнурская свита сложена доломитами, доломитовыми мергелями, доломитистыми алевролитами. В виде подчиненных прослоев встречены аргиллиты и песчаники. Мергели и доломиты розовато - и темно - бурые, реже серые и темно - серые, слоистые и тонкослоистые, крепкие, прослоями алевритистые и мелкопсаммитовые, содержат включения и тонкие невыдержанные прослои и линзы розовых сульфатов. Слоистость выдержанная, близка к горизонтальной. Песчаники и алевролиты розовато - и красно - бурые, полевошпатово-кварцевые, часто доломитистые. Песчаники в основном мелкозернистые, алевритистые. Полевые шпаты представлены в основном микроклином, ортоклазом, реже плагиоклазами.Вскрытая толщина петнурскойсвиты 26 м. Норкинская свита сложена алевролитами, темно-бурыми, очень крепкими, слоистыми, с линзами и прослойками светло-розового мелкозернистогопесчаника. Алевролиты полевошпатово-кварцевые и аркозовые. Отдельные прослои алевролитов обогащены черным рудным минералом. В виде редких маломощных прослоев в составе толщи присутствуют аргиллиты красно-бурые. Ротковская свита в разрезе скв. 7000 Арлан в интервале 3780-4242 м полностью пройдена бурением и является стратотипохмротковской свиты. В приосевой зоне Камско-Бельской впадины свита бурением выявлена также в скв. 2 Саузбашево (2938-2644 м). Здесь ротковская свита залегает на размытой поверхности норкинских алевролитов. В скважине 7000 Арлан толщина свиты равна 462 м, в скважине 2 Саузбашево - более 294 м. Основная часть свиты представлена песчаниками, красно-бурыми, реже розовыми, плотными, массивными, участками с элементами косой слоистости. В виде прослоев присутствуют алевролиты и аргиллиты. В нижней части свиты развиты преимущественно крупно- и среднезернистые плохо- и средне сортированные гравийные песчаники. Вверх по разрезу сортировка обломочного материала улучшается, а размер обломочных зерен уменьшается. Песчаники становятся преимущественно мелкозернистыми. Минаевская свита в скважине 7000 Арлан (3780-2503 м) и скважине 2 Саузбашево(2644-2371 м) (в северной приосевой Камско-Бельской впадины) полностью пройдена бурением.Толщина минаевской свиты в скважине 7000 Арлан равна 234 м, в скважине 2 Саузбашево - 273 м. Свита литологически представлена, переслаиванием аргиллитов, алевролитов, алевропесчаников, песчаников и доломитов. Цвет пород изменяется от сургучно-красного и вишнево-бурого до светло - и зеленовато-темно-серого. Текстура пород в основном грубо – инее ясно слоистая. Слоистость невыдержанная, иногда линзовидная. Поверхности напластования нередко бугристые, в аргиллитах отмечаются частые зеркала скольжения. Песчаники, алевропесчаники и алевролиты имеют полевошпатово-кварцевый состав. Песчаники мелко- и среднезернистые, алевритистые; алевролиты представлены крупнозернистыми мелкопсаммитовыми разностями. В нижней части свиты выявлены прослои гравелита, алевро-псаммитового, полимиктового. Аргиллиты встречаются в виде прослоев (толщиной 1-2 см). В примеси присутствуют алевро-мелкопсаммитовые зерна кварца и полевых шпатов.Доломиты мелкокристаллические и тонкозернистые, сильно глинистые, как правило, алевритистые, либо мелкопсаммитовые. Мощность толщи 75 м. 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды По большему количеству проб на Вятской площади определены плотность, вязкость нефти и содержание светлых фракций. Остальные характеристики определялись по ограниченному количеству проб. Поверхностные и пластовые пробы нефти на данной площади месторождении были отобраны из продуктивных пластов среднего карбона, ТТНК и турнейского яруса. Средний карбон Пластовые пробы нефти по Вятской площади отобраны из пачек Спд3 и Скш1 Пачка СпДЗ Плотность пластовой нефти составляет 868  , вязкость - 13,1  , газосодержание - 7,3  , коэффициент объемной упругости 6,3 пластовая температура - 20 0С.Пачка Скш1 Плотность пластовой нефти изменяется от 845 до 865 кг/м3 , средняя 856 кг/м3, вязкость - от 12,32 до 13,73 , газосодержащие – от 15,5 до 21,1 м3/т, коэффициент объемной упругости - от 6,9 до 8,0 пластовая температура - 20 0С, плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях - от 867 до 870 кг/м3Поверхностные пробы нефти среднего карбона отобраны из пачек СпЗ, Скш1 и из совместно опробованных пачек Спд3 + Скш1. Пачка Спд3 Нефть по результатам одной пробы - повышенной вязкости (при 20 0С - 20,5  ), сернистая (содержание серы - 2, 69 %), плотность - 890 кг/м3 содержание парафина - 2,39 %.Пачка Скш 1 Нефти сернистые (содержание серы - от 2,47 до 2,9294), малопарафинистые, парафинистые (содержание парафина - от 0,3 до 3,794). Содержание асфальтенов колеблется от 2,9 до 5,0 %. Содержание ванадия и никеля составляют: ванадий - от 34 до 123 г/т (в среднем 55,42 г/т); никель - от 9, до 39,0 г/т (в среднем 18,75 г/т). Вязкость нефти при 20 0С составляет в среднем 17,21 (от 11,97 до 27,7  ), при 50 0С - 6,6 (от 6,46 до 6,8 ). Температура начала кипения нефти в среднем равна 53 0С, температура плавления парафина - 45,6 0С. Плотность поверхностной нефти изменяется по скважинам от 857 до 888 кг/м3 и в среднем составляет 874 кг/м3. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0С, - от 4,2 до 8,5 %; выход светлых фракций, выкипающих до 150 0С, - от 14,5 до 15,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 200 0С, - от 1 до 24,0 94; выход светлых фракций, выкипающих до 3000С, - от 20,6 до 67,5%.Нефть среднего карбона вязкая и повышенной вязкости, тяжелая, парафинистая, смолистая, сернистая и высокосернистая. Терригенная толща нижнего карбона. Пластовые пробы нефти ТТНК на Арланской площади отобраны из пластов СII, CIII, CVI и из совместно опробованных пластов. Пласт СII Плотность пластовой нефти охарактеризована 2 пробами и изменяется от 879 до 887 кг/м3, средняя 883 кг/м3 ; вязкость - от 17,9 до 20,0 , газосодержание - от 19,2 до 21,7 м3/т, коэффициент объемной упругости от 6,9 до 7,0  , пластовая температура - 24 0С, давление насыщения от 7,85 до 8,48 МПа, плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях составляет 890 кг/м3.Пласт СIII Плотность пластовой нефти составляет 883 кг/м3, вязкость 19,1 , газосодержание - 18,9 м3/т, давление насыщения - 7,26 МПа, коэффициент объемной упругости - 7,0 плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях 892 кг/м3, пластовая температура – 240СПласт CVI Плотность пластовой нефти охарактеризована двумя пробами и изменяется от 869 до 886 кг/м3 (средняя 879 кг/м3), вязкость - 18,1 , газосодержание - от 15,4 до 21,0 м3/т, коэффициент объемной упругости - от 6,6 до 7,1МПа давление насыщения - от 6,6 до 7,1  , плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях от 884 до 901 кг/м3 (среднее значение 890 кг/м ), пластовая температура - 24 0С.Поверхностные пробы нефти ТТНК отобраны практически из всех продуктивных пластов и исследованы как раздельно по каждому пласту (СI, CII, CIII, СIV, CV, CVI), так и в целом по разрезу, поскольку в большинстве скважин на месторождении совместно эксплуатируются несколько пластов. Пласт СI Плотность нефти изменяется от 898 до 917 кг/м3 и в среднем составляет 909 кг/м3, вязкость при 20 0C - 56,2  , при 50 0C - от 28,0 до 33,1 . Содержание серы - от 1,8 до 2,1%, асфальтенов - от 3,9 до 7,4 %, парафина - от 1,7 до 3,6 %, температура начала кипения - от 57 до 68 0C, температура плавления парафина - от 45 до 50 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0C, от 4,5 до 5,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 150 0C, - от 9,0 до 9,8 %, выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 15,0 до 16,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 29,0 до 30,5 %.Пласт CII Плотность нефти в среднем равна 896 кг/м3 . Вязкость при 20 0C - от 33,3 до 79,6 , при 50 0C - от 26,2 до 31,3 , содержание воды – от 0,08 до 3,5 %, содержание серы - от до 3,49 %, асфальтенов - от 3,4 до 4,6 %, парафина - от 2,7 до 3,2 %. Температура начала кипения - от 47 до 67 0C, температура плавления парафина - от 51 до 52 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0C - от 4,9 до 5,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 150 0C, - от 9,5 до 10,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 14,6 до 17,2 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 30,0 до 67,0 %.Пласт CIII Плотность нефти изменяется от 880 до 919 кг/м3 и в среднем равна 899 кг/м3, вязкость при 20 0C - от 24,7 до 52,5 , при 50 0C - от 25,4 до 35,5 , содержание воды - от 0,2 до 8,5 %, содержание серы - от 1,7 до 3,0 %, асфальтенов - от 5,8 до 8,0 %, парафина - от 2,3 до 3,4 %. Температура начала кипения - от 61 до 67 0C, температура плавления парафина - от 51 до 52 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0C, - от 4,0 до 5,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 1500C, - от 8,5 до 9,0 %, выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 14,0 до 18,1 0C; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 28,0 до 37,2%.Пласт CIV Плотность нефти в среднем равна 882 кг/м3 (от 865 до 921 кг/м3), вязкость при 20 0C варьирует в пределах от 13,1 до 79,26 . Содержание воды - от 0 до 27,0 %, асфальтенов - от 1,3 до 6,8 %. Температура начала кипения - от 55 до 82 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 10,3 до 17,5 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 26,6 до 33,0 %.Пласт CV Плотность нефти изменяется от 889 до 926 кг/м и в среднем равна 910 кг/м3, вязкость при 20 0C - 30,5 , при 50 0C - от 26,4 до 34,0 .Содержание серы - от 1,6 до 3,29 0%, асфальтенов - от 7,1 до 7,3 %, парафина - от 3,2 до 4,3 %. Температура начала кипения - от 59 до 73 0C, температура плавления парафина - от 46 до 48 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0C, - от 4,0 до 4,5 %; выход светлых фракций, выкипающих до 150 0C, - от 8,0 до 9,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 13,5 до 20,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 29,0 до 36,1%. Пласт СVI Плотность нефти в среднем равна 895 кг/м3 (от 833 до 921 кг/м3), вязкость при 20 0C - от 11,09 до 76,2 , содержание серы от 2,77 до 4,47 %, асфальтенов - от 2,2 до 16,2 %, парафина - от 2,87 до 4,1 %, смол силикагелевых - от 13,2 до 16,23 %, температура начала кипения - от 38 до 85 0C, температура плавления парафина - от 52 до 58 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 4,7 до 19,9 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 22,3 до 39,9%.Общая характеристика: нефть ТТНК повышенной и высокой вязкости, тяжелая, парафинистая, смолистая, сернистая и высокосернистая. На Вятской площади не проводились исследования поверхностных проб нефти пластов CIV0 и CVI0. Турнейский ярус Пластовые пробы. Плотность пластовой нефти турнейского яруса составляет 886 кг/м3 , вязкость - 25,0 , давление насыщения - 3,9 МПа, газосодержание - 8,3 м3/т, плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях - 891 кг/м3 , пластовая температура - 25 0C.Таблица 1 – Свойства нефти, газа и воды
2.Расчетно-технический раздел 2.1 Технология проведения работ 2.1.1.Характеристика добыча нефти механизированным способом в условиях Вятской площади Арланского месторождения В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН — для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин. Таблица 2- Область применения СШНУ
Продолжение таблицы 2
Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы (цилиндр иплунжер) спускаются в скважину раздельно: цилиндр—на насосных трубах, аплунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами—на штангах.Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема:сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем трубы с цилиндром. Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе сплунжером) на насосных штангах и извлекают его на поверхность также в собран-ном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют припомощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважинуна трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимостизамены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхностьтолько насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно н скважине; ихизвлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что напрактике бывает редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительноменьше времени, чем невставного, кроме того, при использовании такого насосаменьше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать иподнимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса.Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение приэксплуатации глубоких скважин, в которых спуско-подъемные операции приподземном ремонте занимают много времени. Принцип действия СШНУ Установка работает следующим образом. Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска. При ходе головки балансира вверх плунжер также перемещается вверх при этом нагнетательный клапан закрывается под действием веса продукции скважины, находящейся в НКТ. При снижении давления в цилиндре насоса до величины, меньшей, чем давление на приеме (давление в скважине перед всасывающим клапаном), всасывающий клапан открывается и цилиндр насоса заполняется скважинной продукцией (такт всасывания). При ходе плунжера вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, а когда давление в цилиндре насоса (под плунжером) становится большим, чем давление над плунжером, открывается нагнетательный клапан, и продукция из цилиндра через плунжер перетекает в колонну НКТ (такт нагнетания). Затем цикл повторяется. Штанговая насосная установки ШНУ состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги и трубы. На 01.01.2017 г. эксплуатация нефтяных скважин Арланского месторождения ведется механизированным способом: 3016 скважин эксплуатируются при помощи установок штанговых насосов (УСШН), 1092 скважин - установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), 9 скважин – установками ОРД. Разрабатываемыми объектами являются продуктивные отложения подольского и каширского горизонтов (C2ks-pd), верейского горизонта (С2vr), алексинского горизонта (C1al), тульско-бобриковско-радаевского горизонта (C1rd-bb-tl), турнейского яруса (C1t), пашийского горизонта (D2ps). По состоянию на 01.01.2017 г. на месторождении для подъема жидкости используются установки штанговых насосов типоразмеров: НВ1Б-27 (541 скважин),НВ1Б-32 (1316 скважин), НВ1Б-38 (297 скважин), НВ1Б-44 и НН2Б-44 (652 скважин),НН2Б-57 (209 скважин), НН2Б-70 (1 скважина). Также для подъема жидкости используется установки электроцентробежных насосов: ЭЦН-18 (18 скважина), ЭЦН-30(33скважины), ЭЦН-45 (58 скважин), ЭЦН-50 (6 скважин), ЭЦН-60 (128 скважин), ЭЦН-80 (205 скважин), ЭЦН-125 (155 скважин), ЭЦН-160 (158 скважины), ЭЦН-200 (5скважина), ЭЦН-250 (173 скважин), ЭЦН-400 (71 скважин), ЭЦН-500 (82 скважин). Эксплуатация УСШН Отложения подольского и каширского горизонтов эксплуатируются установками СШН (684 скважины). Глубина спуска насосной установки изменяется в пределах от 592 до 1280 м при среднем значении 858 м. Динамический уровень в скважинах находится в пределах от 3 до 1100 м при среднем значении 775 м. Расчетная минимальная допустимая глубина погружения насосов под динамический уровень составляет от 50 до 260 м. Фактическое среднее значение забойного давления составляет 1,3 МПа (Рзаб min = 0,1 МПа, Рзаб max = 10,5 МПа), что обеспечивает депрессию на пласт в пределах от 0,2 до 13,7 МПа. Отношение Рзаб/Рнас составляет в среднем 0,72. Среднее значение коэффициента подачи составляет 0,53. Скв.7392,534,6135,7549,11701,852 оборудованы пакерующим устройством. Область применения УЭЦН. Эксплуатация нефтяных скважин УЭЦН широко распространена на нефтяных промыслах Российской Федерации. Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации средне- и высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 40-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м. В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. УЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины. Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению. При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина, солей и эмульсии в подъемных трубах. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет в среднем около года. Бесштанговые насосы содержат скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пневмоприводе). Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, бесштанговые насосы имеют значительно большую мощность, чем штанговые. Таблица 3 - Область применения УЭЦН.
Продолжение таблицы 3
Схема УЭЦН. Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рисунке 1. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. УЭЦН   наземное оборудование погружное оборудование  - колонна НКТ - бронированный трехжильный электрический кабель - специальные зажимы (клямсы) - сливной клапан - обратный клапан - центробежный насос - протектор - погружной электродвигатель - компенсатор  - автотрансформатор - станция управления - иногда кабельный барабан - оборудование устья скважины Рисунок 1- Схема УЭЦН Принцип действия установки Ток с промысловой электросети поступает на трансформатор, где напряжение стабилизируется и далее через станцию управления по токоведущему кабелю подводится к ПЭД. Вращение вала ПЭД через шлицевую муфту передается валу ЭЦН. На валу ЭЦН насажены рабочие колеса. Жидкость пройдя через все ступени насоса выбрасывается в колонну НКТ, а далее до устьевого оборудования в выкидную линию. На 01.01.2017 г. эксплуатация нефтяных скважин Арланского месторождения ведется механизированным способом: 3016 скважин эксплуатируются при помощи установок штанговых насосов (УСШН), 1092 скважин - установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), 9 скважин – установками ОРД. Разрабатываемыми объектами являются продуктивные отложения подольского и каширского горизонтов (C2ks-pd), верейского горизонта (С2vr), алексинского горизонта (C1al), тульско-бобриковско-радаевского горизонта (C1rd-bb-tl), турнейского яруса (C1t), пашийского горизонта (D2ps). По состоянию на 01.01.2017 г. на месторождении для подъема жидкости используются установки штанговых насосов типоразмеров: ЭЦН-18 (18 скважина), ЭЦН-30(33скважины), ЭЦН-45 (58 скважин), ЭЦН-50 (6 скважин), ЭЦН-60 (128 скважин), ЭЦН-80 (205 скважин), ЭЦН-125 (155 скважин), ЭЦН-160 (158 скважины), ЭЦН-200 (5скважина), ЭЦН-250 (173 скважин), ЭЦН-400 (71 скважин), ЭЦН-500 (82 скважин). 2.1.2 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин. Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим режимом нередко нарушается вследствие: 1) износа или отказа в работе применяемого подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя; 2) отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии), парафина, солей; 3) преждевременного обводнения продукции; 4) изменения условий работы (уменьшение или увеличение забойного давления, прорывы газа и др.). Это обычно сопровождается уменьшением или прекращением добычи нефти (закачки вытесняющего агента) и простоями скважин. Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды в добывающие скважины. В основном преждевременное обводнение может происходить в результате: а) образования «языков» закачиваемой воды по площади зонально неоднородной залежи (охват заводнением по площади); б) конусообразования подошвенной воды; в) опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам в неоднородном слоистом пласте (охват по толщине пласта); г) негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной. Другим видом осложнения является образование песчаных пробок. Песок (частицы породы) выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения пород, обычно рыхлых, слабосцементированных, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или градиенте давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям (смятиям) эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает текущий дебит скважины. 2.1.3 Основные причины образования АСПО. Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО)— тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие его добычу, транспорт и хранение. Содержание компонентов, способных к выпадению в виде АСПО, в нефти зависит от термобарических условий и химического состава нефти. АСПО растворяются в нефти при температуре выше температуры их плавления, а при низкой температуре выпадают из нефти. При температуре ниже 100С происходит полное выпадение парафина из нефти. Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными. Физические свойства парафина следующие: плотность от 880 до 915 кг/м3, температура плавления в пределах 42 – 5500С. Парафин, выделяющийся из нефти, загрязнен тяжелыми углеводородами и смолами, изменяющими цвет от желтого до черного. Не все нефти, содержащие парафин, вызывают затруднения при добыче. Все зависит от температуры, давления и состояния нефти в пласте. В пластовых условиях парафины растворены в нефти. При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твердых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твердых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выносится с ее потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъемных трубах, выкидных трубопроводов, емкостях и хранилищах для нефти. Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют еще и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб, периодичность их смачивания. Выпадение парафина происходит от потери легких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно. Таблица 4- Типы АСПО
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||