курсовая работа сухоязское месторождение. Курсовой проект. Группа 3Н21020 Курсовой проект
 Скачать 282.34 Kb.
|
 ННК Н 01-23Хаматов.М.И Группа 3Н210-20   Курсовой проект  Министерство образования и науки Республики Башкортостан Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение Нефтекамский нефтяной колледж Специальность 21.02.01 Группа 3 Н210-20 Защита погружных электроцентробежных насосов от влияния свободного газа, содержащегося в откачиваемой жидкости на примере Сухоязского месторождения Пояснительная записка ННК Н210-20.023.01-23 ПЗ Студент Хаматов.М.И Руководитель курсового проекта Ибрагимова И.М. Консультант геологического раздела Сайфегалиева.А.Р Консультант раздела сбора и подготовки скважинной продукции Харисов В.Р. Консультант раздела автоматизации технологических процессов в добычи нефти и газа Мухамадиева Г.Д Содержание
Введение Текст текст тексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттексттекст. В курсовом проекте рассматриваются вопросы снижения интенсивности солеотложений, влияющих на работу эксплуатационного оборудования для добычи нефти в условиях ЮЦДНГ-1 НГДУ «Арланнефть». 1 Геолого-промысловый раздел Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения В административном отношении Сухоязское месторождение расположено в Аскинском районе республики Башкортостан в 40 км к северо-востоку от районного центра села Аскино. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях тульского и бобриковско - радаевского горизонтов. В 10 км к западу расположено Биавашское и к северу-востоку Кунгакское нефтяные месторождения. В 35 км севернее месторождения в широтном направлении проходит Горьковская железная дорога. Крупная железнодорожная станция Чернушка находится в 80 км на северо-западе от месторождения. В 40 км южнее проходит автомобильная дорога республиканского значения. Территория месторождения относится к геоморфологической области Русской равнины, водоразделу рек Сарс и Кунгак. Абсолютные отметки поверхности земли применяются от 180 до 330м. В западной части месторождения протекает река Воешта, левый приток реки Сарс. В расчленении рельефа немаловажную роль играют карстовые явления. На водоразделах и их склонах встречаются многочисленные карстовые воронки, достигающие в диаметре 10-12 м, часто заполненные водой. Климат района континентальный с суровой снежной зимой и жарким летом коротким летом.Средняя температура января – минус 17ºC ,июля – плюс 18ºС, среднегодовая +2ºС .Снежный покров на местности сохраняется около 6 месяцев. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500мм. Толщина среднего покрова достигает 50 см, глубина промерзания грунта до 80 см. Преобладают ветры юго-западного и западного направлений. На территории месторождения населенных пунктов нет. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются деревни Кунгак, Уршады, Заимка, а наиболее крупными – села Караидель и Аскино. Населяют район башкиры, татары, русские. В экономическом отношении район является сельскохозяйственными и довольно густонаселен. Население занято земледелием и животноводством. Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике Геологический разрез Сухоязского месторождения представлен, в основном, отложениями четвертичной, пермской, каменноугольной, девонской системы и вендского комплекса. Протерозойское (верхневендские) отложения вскрыты на небольшую толщину-50м.В пределах месторождения они скрыты до глубины 2096 м(скв.197КНГ). Вендский комплекс на рассматриваемой территории представлен каировской свитой, которая сложена переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Изредка встречаются прослои песчаника. Алевролиты и аргиллиты темно – зеленовато – серые, плотные, слоистые, слюдистые ,хрупкие. Песчаники серые, известковистые, глинистые. Вскрытая толщина 50 м. Девонская система представлена верхним и средним отделами. Верхний отдел слагается фаменским и франским ярусами. Франский ярус подразделяется на три подъяруса: нижний, средний, верхний. Нижнефранский подъярус представлен кыновским горизонтом, сложенными переслаиванием аргиллитов и алевролитов с прослоями песчаников. Аргиллиты темно-зеленоватые-серые, сильно углистые, тонкослоистые, плотные, иногда переслаиваются линзовидноволнисто- со светло-серым песчанистым алевролитом. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, плотные, крепкие, участками пиритизированные, алевролистые. Толщина 11 м. Среднефранский подъярус представлен саргаевским и доманиковым горизонтами. Саргаевский горизонт литологически представлен известняками темно- и коричневато-серыми ,тонко-кристаллическими, плотными ,крепкими ,со стилолитовыми швами, заполненными темно-серым глинистым материалом. Толщина 5 м. Доманиковый горизонт представлен известняками темно-серыми,черными пелитоморфными, плотными, крепкими, глинистыми ,большей частью битуминозными. Толщина 21 м. Верхний подъярус представлен мендымским горизонтом и воронежским, евлановским, ливенским горизонтами. Мендымский горизонт сложен известнями и доломитами. Известняки светло-серые, коричневато-серые до черных, от кристаллических до пелитоморфными, плотные, крепкие, глинистые с прослойками темно-серых аргиллитов со стилолитовыми швами. Доломиты светло-серые, тонкокристаллические до пелитоморфных, плотные, крепкие, прослоями пористые и кавернозные, участниками глинистые, сульфатизированные. Толщина 27 м. Отложения толщи, евлановского и ливенского горизонтов, описание которых приводится совместно, представлены доломитами и известняками. Доломиты серые, коричневато-серые, тонкокристаллические, плотные, крепкие, участками сульфатизированные, каверзно-пористые, с редкими стилолитовыми швами, заполненными глинистым материалом, с прослойками ангидрита голубовато-серого. Известняки серые, коричневато и зеленовато-серые, кристаллические, участками пелиторфные, плотные, крепкие , с включениями фауны. Толщина 105 м. Фаменский ярус представлен тремя подъярусами- нижним, средним и верхним. Нижнефаменский подъярус представлен доломитами серыми, коричневато-зеленовато-серыми, кристаллическими, крепкими, плотными, участками кавернозно-пористыми, слабо известковистые. Часто доломиты тонкокристаллические до пелитоморфных со стилолитовыми швами, заполненными темно-серым глинистым материалом, участками сульфатизированные, глинистые, с опечатками раковин. Толщина 149 м. Среднефаменский подъярус сложен известняками серыми, темно-серыми, коричневато-серыми, тонкокристаллическими, прослоями органогенно-обломочными, доломитизированными, сульфатизированными, плотными, крепкими часто со стилолитовыми швами, выполненными глинистым материалом, неравномерно трещиноватыми, пористыми. Толщина 49 м. Верхнефаменский подъярус представлен заволжским надгоризонтом, который сложен известняками серыми, коричневато-серыми, тонкокристаллическими до пелитоморфных, плотными, крепкими, участками глинистыми с редкими слилолитовыми швами, заполненными темно-серым глинистым материалом; участками кавернозно-пористыми с отпечатками раковин. Толщина 68 м. Отложения каменноугольной системы подразделяются на три отдела: нижний, средний и верхний. Нижнекаменноугольный отдел подразделяются на турнейский, визейский и серпуховский ярусы. Турнейский ярус в нижней части включает в себя два горизонта – малевский+упинский -и сложен известняками серыми, кристаллическими прослоями пелитоморфными, сгустковыми и мелкокомковатыми, плотными, окремнелыми, с тонкими прослойками аргиллитов. Толщина 22-25 м. В средней части представлен отложениями черепетского и кизеловского горизонтов. Черепетский горизонт-известняки серые, со слабым коричневатым оттенком, кристаллические, с небольшой прослойкой органогенно-сгустковых известняков с фауной фораминифер. Толщина 16-19 м. Кизеловский горизонт представлен известняками серыми, светло-серыми, кристаллическими, органно-обломочныеми, мелкосгустковыми, прослоями мелкопористыми, трещиноватыми, доломитизированными. В кровле глинистыми, часто окремнелыми с включениями фауны. Толщина 14-18 м. Визейский ярус делится на верхний и нижний подъярусы. Нижневизейский подъярус в нижней части представлен косьвинский, радаевский и бобриковский горизонты. Радаевский+бобриковский горизонты и косьвинский горизонт по литологическим признакам и каротажу в разрезе Сухоязского месторождения сложно провести границу между бобриковским и радаевским горизонтами. По этой причине описание пород, слагающим эти горизонты, производится совместно. С бобриковско-радаевским горизонтом связана промышленная нефтеносность месторождения. Косьвинский горизонт представлен переслаиванием аргиллитов и алевролитов с прослоями темно-серых, бурых песчаников. Песчаники серые, темно-серые до бурых, мелкозернистые, участками, глинистые и алевритистые. Арглилиты и алевролиты темно-серые, углистые, плотные. В нижней части разреза залегают известняки тонкокристаллические, плотные, крепкие, неравномерно глинистые, участками органогенно-обломочные. В нижней части косьвинского горизонта встречены фораминиферы. Толщина 13-27 м. Верхневизейский подъярус составляют тульский и веневский +михайловский + алексинский горизонты. Тульский горизонт представлен чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами. В разрезе выделяются песчано-алевролитовые пласты СII, CIII, CIV0, CIV, CV, CV1.0, четыре последние промышленно нефтеносны в пределах изучаемого месторождения. Песчаники серые, коричневато-темно-серые, мелкозернистые, плотные, с прожилками углисто-глинистого материала. Алевролиты темно-серые, черные, плотные, слоистые, углистые. Отмечаются вкрапления пирита. Встречены фораминиферы. Толщина 71-75 м. Разрез веневский+михайловский+алексинский горизонтов представлен известняками и доломитами. Известняки серые, коричнечновато -серые, кристаллические, плотные, реже каверзно-пористые, крепкие, реже прослоями мелоподобные, с включениями ангидрита голубовато-серого, участками сульфатозированные. Доломиты серые, коричневато-серые, тонкокристаллические до пелитоморфных, плотные, крепкие, с включениями гипса белого, ангидрита голубовато-серого, местами окремнелые. Встречены фораминиферы. Толщина 153-167 м. Серпуховский ярус представлен доломитами и доломитизированными известняками. В нижней части доломиты темно-серые до черных, темно-коричневые, тонкокристаллические, плотные, крепкие, неравномерно каверзно-пористые, сульфатизированные, со стилолитовыми швами, заполненные глинистым материалом. В верхней части доломиты светло-серые, желтовато-серые, кристаллические, сахаровидные, пористые, с редкими прослоями доломитизированных известняков, местами сульфатизированные. Встречаются кусочки гипса белого, прозрачного. Толщина 155-168 м. Средний отдел каменноугольной системы представлен башкирским и московским ярусами. Башкирский ярус представлен известняками и доломитами. Известняки желтовато-серые, светло-серые с коричневатым оттенком, кристаллические, плотные, крепкие, реже окремнелые. Доломиты серые, желтовато-серые, кристаллические, плотные, крепкие местами каверзно-пористые, с включениями ангидрита голубовато-серого. Встречены фораминиферы. Толщина 82-89 м. Московский ярус подразделяется на два подъяруса: нижний и верхний. Нижнемосковский подъярус представлен отложениями верейского и каширского горизонтов. Верейский горизонт сложен известняками с прослойками аргиллитов, доломитов, мергелей. Известняки серые, темно-серые, желтовато-серые, кристаллические, местами органогенно-обломочные, плотные, крепкие, участками слабо пористые, глинистые со стилолитовыми швами, заполненными глинистым материалом, реже окремнелые. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, слоистые, слабо известковистые. Мергели темно-серые зеленовато-серые, кристаллические, плотные, крепкие. Доломиты серые, темно-серые, плотные, крепкие, тонкокристаллические, трещиноватые, слабо кавернозные, глинистые. Встречены фораминиферы. Толщина 56-59 м. Каширский горизонт представлен переслаиванием доломитов и известняков с прослоями мергелей и аргиллитов. Известняки серые, темно-серые, желтовато-серые, кристаллические, участками органогенно-обломочные, плотные, крепкие, прослоями глинистые, участками пористые с включениями кремния, со стилолитовыми швами, местами трещиноватые с включением гипса белого и ангидрита голубовато-серого. Доломиты серые, темно-серые, кристаллические, плотные, крепкие, сильно глинистые с включениями кремния, со стилолитовыми швами. Толщина 68-80 м. Верхнемосковский подъярус представлен отложениями подольского и мячковского горизонтов. Подольский горизонт представлен преимущественно известняками с прослоями доломитов. Известняки светло-серые, серые, темно-серые, кристаллические, участками пелитоморфные, плотные, крепкие, местами сульфатизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, серые, пелитоморфные, плотные, крепкие, участками сульфатизированные. Толщина 71-86 м. Мячковский горизонт литологически представлен в разрезах большинства скважин доломитами и известняками. Доломиты серые, светло-серые, тонкокристаллические до пелитоморфных, сульфатизированные, плотные, крепкие, участками органогенно-обломочные, слабо пористые, местами слабо глинистые. Известняки серые, темно-серые, кристаллические, тонкокристаллические до пелитоморфных, прослоями органогенные, слабо пористые, доломитизированные. Толщина 71-86 м. Отложения верхнего отдела каменноугольной системы представлены известняками, иногда доломитами и доломитизированными известняками. Известняки серые, темно-серые, кристаллические, тонкокристаллические до пелитоморфных, прослоями органогенные и слабо неравномерно каверзно-пористые, доломитизированные, сульфатизированные, с линзовидным включениями кремния, ангидрита голубовато-серого. Доломиты серые, кристаллические, плотные, крепкие, участками окремнелые, сульфатизированные, с прослойками аргиллитов темно-серых, плотных, с отпечатками раковин. Толщина 165-188 м. Пермские отложения представлены нижним отделом в составе кунгурского, артинского и ассельского+ сакмарского ярусов. Ассельский + сакмарский ярус представлен переслаиванием известняков и доломитов. Известняки серые, кристаллические, органогенные, плотные, крепкие, участками кавернозно-пористые, сульфатизированные, глинистые (меловые), со стилолитовыми швами, заполненными черным глинистым материалом с включениями кристаллов кальцита белого, кремня, гипса белого, самородной серы. Доломиты серые, желтовато-серые, темно-серые, кристаллические, плотные, крепкие, участками сульфатизированные. Встречены фораминиферы. Толщина 176-213 м. Артинский ярус сложен известняками светло-серыми, мелкозернистыми, тонкоплитчатыми, глинистым. В нижней части разреза залегают известняки серые, органогенно-обломочные, плитчатые, глинистые, сильно окремнелые. Толщина 264-296 м. Кунгурский ярус сложен доломитами с прослоями известняков. Доломиты белые, мучнистые. Известняки доломитизированные, кремовато-серые, оолитовые и глинистые. Толщина 28-114 м. Отложения четвертичной системы в пределах площади имеют повсеместное распространение и залегают по размытой поверхности нижнепермских пород. Представлены они эллювиально-делювиальными и аллювиальными отложениями. Делювиально-аллювиальные отложения представлены бурыми с оранжевым оттенком суглинками, с включениями мелкой щебенки известняков и доломитов. Аллювиальные отложения (древний аллювий) представлены в виде чередования коричневато-бурых суглинков, галечников и темных глин. Толщина четвертичной отложений 0-24 м. В региональном тектоническом плане Сухоязское месторождение расположено на восточном склоне Восточно-Европейской платформы, в зоне сочленения Башкирского свода и Бымско -Кунгурской впадины. Поверхность кристаллического фундамента, залегающего на больших глубинах, на Сухоязском и близлежащих месторождениях глубокими поисково-разведочными скважинами не вскрыта. Глубинное строение кристаллического дорифейского основания в пределах Башкортостана изучено с помощью геофизических методов разведки. На Сухоязском месторождение промышленно нефтеносными числились отложения пластом CIV, CIV-V, CV-VI0, CVI0 тульского горизонта и пласты CVI.1, CVI.2+3 бобриковско-радаевского горизонта. 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды В пласте CIV тульского горизонта были отобраны 2 пробы пластовой нефти из скв.213КНГ (Ташлинский участок). Плотность нефти при пластовом давлении составляет 0.861 г/см3, вязкость 11,28 мПа·с, объемный коэффициент 1,034, газосодержание 15,85 м/т3. На момент составления технологической схемы была отобрана одна проба нефти из скв.213КНГ при давлении 17,5 МПа и имела плотность 858 кг/м3, вязкость 12,1 мПа·с. Газосодержание пластовой нефти 20,1 м3/т. Нефть пласта CIV изучены по трем поверхностям пробам из двух скважин (Ташлинский участок). Она характеризуется как нефти средней плотности (от 0,869 до 0,880 г/см3) и вязкости (от 14,76 до 17,01 мм2/с). В пласте CV тульского горизонта были отобраны 2 пластовой пробы нефти из скв.18(Ташлинский участок) и 218КНГ (Меламедовский участок). Плотность нефти при пластовом давлении в этих скважинах изменяется от 0,865 до 0,885 г/см3, вязкость от 11,01 до 27,2 мПа·с, объемный коэффициент от 1,025 до 1,050, газосодержание от 9,5 до 21,05 м3/т. Ранее была отобрана одна совместная пробы нефти для пластов CV и CVI0.Плотность нефти при пластовом давлении была равна 0,875 г/см3, вязкость 11,1 мПа·с, газосодержание 24,1 м3/т. По поверхностным пробам нефти пласта CV на всех участках(структурах) месторождения относятся к категории средней плотности и вязкости, исключением является нефть Меламедоского участка, где нефти высоковязкие (41,69 мПа·с) и тяжелые (0,895 г/см3). Пластовые нефти пласта CVI0 тульского горизонта охарактеризованы 3 пробами, которые были отобраны из скв.21 и 22 (Ново-Исайская структура) и скв.403КРЫ (Янтарная структура). По скважинам Ново-Исайской структуры в среднем плотность нефти при пластовом давлении составляет 0,876г/см3, вязкость 17,73 мПа·с, объемный коэффициент от 1,030, газосодержание 10,65м3/т. По пробе из скв.404КРЫ (Янтарная структура) плотность нефти при пластовом давлении составляет 0,854 г/см3, вязкость 9,05 мПа·с объемный коэффициент от 1,055, газосодержание 20,80 м3/т. На момент составления технологической схемы нефть была отобрана из скв.204КНГ при пластовом давлении и имела плотность 0,873 г/см3, вязкость 14,84 мПа·с. Газосодержание пластовой нефти 7,3 м3/т. На всех участках (структурах) месторождения нефти пласта CVI0 тяжелые и высоковязкие, кроме залежи Янтарной структуры, где нефть средней плотности (0,873 г/см3) и вязкости (13,43 мПа·с). Тяжелые и высоковязкие нефти пласта CV1.3 на Ташлинском и Меламедовском участках, а на Янтарной структуре нефть средней плотности и вязкости. На пластах CIV0 (тульского горизонта), CV1.2, CV1.3 (бобриковского горизонта) и CVII(Слп) (косьвинского горизонта) глубинные пробы не отбирались. По пласту СV1.1 была отобрана 1 проба совместно с пластом CVI0. В залежах этих пластов параметры для расчета принимались по аналогии с другими залежами, находящимися в сходных геологических условиях или же по поверхностным пробам. В целом же сопоставление результатов исследований проб показывает, что нефти разных участков различаются по свойствам в зависимости от приуроченности к структуре. Нефти Табаскинского, Меламедовского участков и Ново-Исайской структуры тяжелые и высоковязкие. Нефти Ташлинского участка, Ново-Седяшской и янтарной структуры относятся к категории средней плотности и вязкости. В составе нефтяного газа сероводород отсутствует. Все исследованные газы, растворенные в нефтях, имеют плотность больше единицы от 1,316 (Меламедовский участок) до 1,619 кг/м3 (Табаскинский участок). Отмечается высокое содержание метана (35,53%моль) по пласту CV Меламедовского участка. 1.4Динамика основных показателей разработки месторождения На момент 01.01.2019 на Сухоятском месторождении пробурено 23 скважины добывающего фонда: скв. 1-8, 10, 50, 51, 52, 197КНГ, 204КНГ, 205КНГ, 210КНГ, 213КНГ – 215КНГ, 217КНГ, 218КНГ, 226КНГ, 234КНГ. Поисково-разведочные скв. 197КНГ, 205КНГ и 215КНГ, ликвидированы, как выполнившие свое производственное назначение. Всего на Сухоятском месторождении пробурено 53 скважин; из них 14 поисково-разведочных, 4 глубоких структурно-поисковых, 35 эксплуатационных. В таблице 1 приведены показатели разработки Сухоятского месторождения за 2016-2018 года. Таблица 1 – Показатели разработки Сухоязского месторождения
2 Расчетно-технический раздел 2.1 Технология проведения работ 2.1.1 Технология добычи нефти УЭЦН Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 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. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Также установки ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины. 2.1.2 Осложнения, возникающие при эксплуатации УЭЦН Осложнения при эксплуатации УЭЦН: -АСПО -Коррозия оборудования -Солеотложения -Механические примеси -Искревление скважины Асфальтосмолопарафиновые отложения, это 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 образуются в результате понижения темепературы и давления сопровождающихся разгазированием нефти. На образование АСПО также влияют: - физико-химические свойства скважинной продукции; - снижение давления в области забоя; - интенсивное газовыделение; - уменьшение температуры в пласте и стволе скважины; - изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов. Влияние АСПО на работу скважины: - постепенное сужение проходного сечения НКТ; - снижение производительности скважины; - снижение общего объёма добытой нефти; - отказ подземного оборудования; - снижает срок службы оборудования. Для предупреждения АСПО используют: - гладкие покрытий; - химические методы: депрессаторы, модификаторы, диспергаторы; - физические методы: ультразвуковые, вибрационные, электрические. Для удаления АСПО используют: - тепловые методы: нагрев паром, заливка горячей нефтью, водой и т.д; Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий. - механический метод: очистка скребками различной конструкции; Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб - химические: растворители и моющие составы с добавление поверхностно-активных веществ. Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных методов. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Коррозия оборудования. Коррозия – это процесс самопроизвольного разрушения металла в следствие физико-химического или химического взаимодействия с факторами окружающей среды. Коррозия оборудования связана с воздействием сразу нескольких факторов-повышением обводнённости продукции скважин, увеличением выноса солей и механических примесей, повышением скорости движения пластовой жидкости, увеличением токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии. Влияние коррозии на работу скважин: - расширение труб НКТ; - увеличение давления; - повышение обводнённости; - увеличение механических примесей; - утечки при подъёме жидкости. Методы методы борьбы с коррозией: - Химические. Закачка химических реагентов. - Физические. Применение коррозионно-стойких сплавов, применение защитных покрытий, проекторная защита. -Технологические. Ограничение водопритока, предотвращение попадания кислорода, снижение температуры перекачиваемой жидкости, снижение скорости притока, применение ингибиторов с низкой коррозионной активностью. Солеотложения. Солеотложения – это неорганические вещества, которые в накапливаются в скважинах и на скважинном оборудовании в результате различных химических реакций. Основной причиной образования и отложения солей в процессе добычи является нарушение равновесия, то есть изменение температуры и давления в нефтегазовой смеси. При нарушении равновесия из водного раствора солей выделяется CO2. В результате водный раствор становится перенасыщен солями и образуются кристаллы (зародыши солей), которые в процессе транспортирования способны накапливаться, расти и в результате отлагаются на стенках трубопровода. Накапливаясь в добывающих скважинах и в нефтесборных коммуникациях, отложения неорганических солей портят дорогостоящее оборудование, приводят к ремонтным рабо-там и, как следствие, к недобору нефти. Проблема солеотложения на большинстве активно разрабатываемых нефтяных месторожде-ний в последние годы получила особую актуальность в связи с ростом объемов добываемой пластовой жидкости и увеличением обводненности добываемой продукции. Для предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании применяют технологические, физические и химические способы. К технологическим способам относят подготовку воды для использования в системе ППД, операции по отключению обводненных интервалов, раздельный отбор и сбор жидкости и т.д. При этом предотвращение солеотложения происходит за счет исключения или ограничения возможности смешения химически несовместимых вод. Физические способы предотвращения отложения солей включают в себя обработку потока добываемой жидкости магнитными, электрическими и акустическими полями. Применяются специальные аппараты магнитной обработки жидкостей, представляющие систему из постоянных магнитов или электромагнитов. Под действием магнитного поля растворенные соли изменяют свою структуру, не осаждаясь в виде твердых осадков, а выносятся из скважины как кристаллический мелкодисперсный «шлам». Механические примеси. Механические примеси представляют собой взвешенные частицы глины, известняка и песка, а также поверхностно-активные соединения нефти, которые адсорбируются на поверхности глобул воды, образуя при этом нефтяные эмульсии. Причины появления механических примесей: - Механические частицы, не связанные с пластовой продукцией скважин, а занесенные в скважину (в пласт) извне (при бурении скважин, при их глушении, при проведении спуско-подъемных операций погружного оборудования и др.). - Механические частицы, связанные с коррозией погружного оборудования или обсадной колонны в процессе эксплуатации скважин. Кроме того, увеличение количества коррозионных частиц может быть связано с проведением различных обработок призабойных зон скважин (ПЗС) с целью интенсификации притока (различные кислотные обработки, технологические обработки и др.). - Механические частицы, связанные с некоторыми обработками ПЗС и закачанные в коллектор с поверхности (например, проппант при ГРП). - Механические частицы, содержащиеся в пластовой продукции и попавшие в нее вследствие разрушения цементирующего вещества и самого скелета породы. - Механические частицы, появляющиеся вследствие изменения термобарических условий (особенно в ПЗС) и связанные с образованием микрокристаллов твердых компонентов нефти или солей. По-видимому, указанные причины являются основными, но не исключено, что этих причин может быть больше, а появление механических примесей в продукции скважин может быть связано и с неизвестными на настоящее время процессами. Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин, повышает износ оборудования, усложняет обслуживание скважин, при этом возрастают эксплуатационные расходы. В этих условиях очень быстро изнашиваются детали верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником, снижается надежность гидрозащиты погружного двигателя. Примеси, содержащиеся в откачиваемой жидкости, различны в качественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта или цементного кольца или принесенные с поверхности частицы различного состава. Методы предупреждения механических примесей: - Технические. Установка фильтра. -Технологические. Снижение депрессии на пласт, повышение качества технологических растворов глушения и промывочных жидкостей. - Закрепление проппанта. Методы борьбы с механическими примесями: - Химические. Закачка в пласт скрепляющих растворов, коксование. - Профилактические. Очистка ПЗП. Искревление скважин. Искривление скважины — это контролируемый процесс отклонения скважины от первоначально заданного направления. Искривление скважин может быть двух видов: искусственное и естественное. Естественное искривления скважин происходит самопроизвольно, а искусственное искривление создается специально. По результатам исследований процесса искривления скважин, становится понятно, что данный процесс подчиняется определенным закономерностям. Искривление скважин обусловлено основными факторами: геологическими, технологическими и техническими. Они связаны причинно-следственной связью как специфической формой обусловленности явлений в природе, выражающейся в том, что любое отдельное явление или совокупность взаимодействующих явлений порождают другое явление и, наоборот, всякое явление вызвано другим явлением или их группой. Методы предупреждения искревления скважтин: - Снижение осевой нагрузки на долото; - Периодическое использование средств искусственного искривления; - Бурение вертикального пилот-ствола жесткими КНБК и последующее его расширение; - Бурение жесткими КНБК. Меры борьбы с искривлением скважин, вызываемым геологическими причинами. При пересечении перемежающихся по твердости пород и зон тектонических нарушений направляют скважину перпендикулярно плоскости напластований, контактов или смещений. Если встречаются твердые включения (валуны, галька и др.), бурение ведут на сниженных режимных параметрах, а буровой (колонковый) снаряд удлиняют до 6–12 м и более. Меры борьбы с искривлением скважин, вызванным техническими причинами. Прежде всего необходимо правильно установить станок и согласно заданному направлению скважины установить шпиндель и направляющую трубу. Нельзя применять бурильные и колонковые трубы, кривизна которых превышает соответственно 1 и 1,5 мм на 1 м. Меры борьбы с искривлениями скважин, вызываемыми технологическими причинами, направлены на разработку таких режимов бурения, при которых обеспечивается достижение максимальной скорости углубки с учетом естественных закономерностей искривления скважин. Иногда при малых зенитных углах (до 5–6°) для предупреждения искривления периодически (через 30–50 м) изменяют вращение бурового снаряда с правого на левое. В этих условиях такая мера может обеспечить поддержание постоянства азимутального направления. 2.1.3 Влияние свободного газа на работу погружного насоса Одним из основных факторов, влияющих на работу УЭЦН, является газовый фактор. Газовый фактор имеет большое значение при выборе способа эксплуатации и проектировании оптимального режима работы системы пласт-скважина. Наличие газа в водонефтяной смеси также изменяет свойства последней и поведение рабочей характеристики насоса. Значение оптимального газосодержания дополнительно будет зависеть от свойств нефти и содержания воды в смеси. Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи). Многочисленные и длительные промысловые исследования работы УЭЦН позволили выделить три качественно различных области работы центробежного насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик для чистой жидкости (свободный газ отсутствует), а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, является оптимальным давлением на приеме | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||