Механизм образования АСПО и технология тепловых. Пояснительная записка ннк н19718. 040. 1022 пз
 Скачать 4.03 Mb.
|
 ННК Н 10-22Лутфуллина Э.А. Группа 4Н197-1  8 Дипломный проект  Министерство образования и науки Республики Башкортостан Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение Нефтекамский нефтяной колледж Специальность 21.02.01 Группа 4 Н 197-18 Механизм образования АСПО и технология тепловых методов борьбы с ними при эксплуатации скважин, оборудованных ШНУ в условиях КЦДНГ-6 КР УДНГ Пояснительная записка ННК Н197-18.040.10-22 ПЗ Дипломник Лутфуллина Э.А. Руководитель дипломного проекта Никитина А.В. Содержание
Введение Одним из наиболее распространённых механизированных способов эксплуатации скважин является способ с использованием скважинного насоса с приводом, расположенным на поверхности. Свыше 70 % действующего фонда скважин оснащены штанговыми насосными установками (ШНУ). При добыче парафинистой нефти серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются отложения парафина, формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок. Как известно, борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в процессах добычи нефти ведется по двум направлениям: предотвращение отложений и удаление уже сформировавшихся отложений. Выбор оптимальных способов борьбы с АСПО и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции. Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с отложениями парафина, проблема еще далека от разрешения и остается одной из важнейших в нефтедобывающей отрасли, поэтому данный вопрос на сегодняшний день является актуальной задачей. В дипломном проекте рассматривается механизм образования АСПО и описывается технология тепловых методов борьбы с ними при эксплуатации скважин, оборудованных ШНУ в условиях КЦДНГ-6 КР УДНГ. 1 Геолого-промысловый раздел 1.1 Общие сведения о месторождении Татышлинское нефтяное месторождение расположено в северной части Татышлинского района республики Башкортостан. На юго-западе граничит с Югомашевским, на северо-западе с Куедино-Красноярским и на северо-востоке с Этышским месторождениями. Два последних расположены в пределах Пермской области, причём с Куединским месторождением граница проведена по линии горного отвода. Месторождение разведкой открыто в 1960 г. (скважина №1). В промышленную разработку вступило в 1970 году, разрабатывается цехом по добыче нефти и газа №6 НГДУ «Краснохолмскнефть». В геоморфологическим отношении площадь месторождения представляет собой слабо всхолмлённую равнину, сильно расчленённую овражно-балочной и речной системами. Наиболее приподнятые части площади представлены цепью мелких эрозионных холмов, протягивающихся полосой с юго-запада на северо-восток. Отметки рельефа на водоразделах достигают 225-230 м., в поймах рек понижаются до 105-110 м. Основная гидросеть района относится к бассейнам р.р. Буй и Быстрый Танып и представлена р.р. Ари и Б. Юг с их многочисленными мелкими притоками. Территория месторождения расположена в лесостепной зоне. Небольшие лесные массивы занимают северо-западную и юго-восточную части площади. Лес смешанный, с преобладанием хвойных пород. Представлен: елью, пихтой, сосной, берёзой, осиной, липой, дубом. Лиственные леса приурочены преимущественно к речным долинам, где к вышеназванным их разновидностям добавляются ольха, ива, вяз. Луга на территории месторождения распространены преимущественно по окраинам лесных массивов и вдоль рек. Месторождение относится к третьей климатической зоне России. Климат района умеренно континентальный с продолжительной морозной зимой и жарким летом. Среднегодовая температура равна +1,5 ℃ , января – 15,5 ℃, июля +18,3 ℃, абсолютный min температуры - 41℃, абсолютный max температуры +35℃. Среднегодовое количество осадков 450 - 500 мм, и наибольшее количество осадков приходится на осенние и зимние месяцы. Высота снежного покрова 0,8 – 2 м. Максимальная глубина промерзания грунта - 1,0 м. Район сельскохозяйственный, основное занятие населения – земледелие и животноводство, в меньшей степени лесное хозяйство. Промышленное развитие определяется в основном нефтедобывающей отраслью. Из полезных ископаемых кроме нефти широкое распространение имеют строительные материалы: глины, известняки, песок, гравий. Месторождение связано с окружающими районами автодорогами. В 13 км. к югу от месторождения находится районный центр Верхние Татышлы, в 90 км на северо-запад находится железнодорожная станция - г. Янаул. На территории месторождения находится 8 населенных пунктов: Ст. Кайпан, Нов. Кайпан, Буль-Кайпан, Карманово, Солдово, Беляшево, Бадряш, Аук-Буляк. Электроснабжение осуществляется от высоковольтной сети через подстанции «Татышлы», «Кайпан» и «Бадряш»110/35/6 кв. Закачка пластовой воды производится от УПС–6 через 7 шурфов с установками ЭЦН–250/1800 и ЭЦН – 400/1250 через водораспределительные блоки. Для более эффективной работы системы ППД, на строящейся УПС-46 оборудовано 3 шурфа с установками ЭЦН–125/1200, для дальнейшего подпора закачиваемой пластовой воды. На природный и сельскохозяйственный ландшафты накладывается промышленный ландшафт - нефтедобывающий. По территории месторождения проходит сеть промысловых коммуникаций: высоконапорные водоводы, нефтепроводы системы нефтесбора, магистральный нефтепровод «Чернушка – Кутерем» Добытая нефть по напорному нефтепроводу поступает в Четырмановский парк и далее перекачивается в Краснохолмский нефтепарк и на головные сооружения станции Кутерем. 1.2 Литолого-стратиграфический очерк Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов изучались по данным лабораторных исследований керна, результатам интерпретации ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин. Нефтеносность для песчаников терригенной толщи нижнего карбона определялась с помощью зависимости, полученной по результатам лабораторных исследований кернов нижнего карбона. Исследования проводились в институте БашНИПИнефть. Газонасыщенность определена по результатам лабораторных исследований при определении физических свойств нефти в пластовых условиях. Тип залежи — массивно-слоистая, структурная; углы падения – 2-3°. Имеются прослои и линзы мощностью 0,4-9 м, плотные прослои - 0,4-4 м (в нижней части разреза). Нефть тяжелая, сернистая, высоковязкая с большим содержанием смол и асфальтенов, сероводород содержится в нефти (0,18 % мольных), в газе (1,23 % мольных), в пластовой воде - определен качественно. Нефти Татышлинского месторождения имеют низкие газосодержание и давление насыщения, существенно повышенную вязкость нефтей всех пластов, низкие пластовое давление и температуру. Нефтеносны песчаники ТТНК (до 7 пластов) кыновского. пашийского (Д1) и муллинского (ДН) горизонтов и известняки среднего карбона (башкирский ярус), нижнего карбона (серпуховский и турнейский ярусы), верхнего девона (фаменским ярус 3 интервала). Приурочено к серии валообразных и куполовидных поднятий (до 15) небольшого размера, разделенных прогибами. Тульский горизонт Коллектор пласта CIV представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, алевритистыми, не отсортированными. Зерна кварца угловатые, размером 0,02-0,15 мм, преобладают размеры 0,10-0,15 мм. Примесь алевритового материала достигает 30-40%, цемент углисто-глинистый, прослоями глинистый, базальный. Коллекторские свойства пласта изучались по данным лабораторных исследований керна: пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 71 образцу из 15 скважин, проницаемость из нефтяной части по 43 образцам из 14 скважин. По результатам лабораторных исследований керна проницаемость пласта CIV изменяется от 0,072 до 1,002 мкм2, среднее значение проницаемости пласта 0,438 мкм2. Проницаемость нефтяной части пласта изменяется в пределах 0,016-1,21 мкм2, составляя в среднем 0,419 мкм2. Среднее значение пористости по керну равно 0,211 д.ед., она изменяется в пределах 0,172-0,259 д.ед. Пористость по ГИС (158 определений из 153 скважин) изменяется от 0,155 до 0,248 д.ед. Среднее значение пористости по ГИС равно 0,209 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,210 д.ед. Коллектор пласта СV представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, не отсортированными, сильно алевритистыми. Зерна кварца в большинстве угловатые, иногда полуокатанной формы, размеры 0,05-0,25 мм, преобладает размер фракции 0,1-0,2 мм. Цемент глинистый, участками углистый, порового типа (0,01-0,03 мм). Поры сообщаются между собой. Пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 201 образцу из 26 скважин. Среднее значение пористости по керну равно 0,223 д.ед., изменяется от 0,165 до 0,273 д.ед. Пористость по ГИС (252 определений из 246 скважин) изменяется от 0,162 до 0,267. Среднее значение пористости по ГИС равно 0,227 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,225 д.ед. Проницаемость пласта по данным исследования керна (85 определений из 85 скважин) изменяется от 0,031 до 1,824 мкм2. Среднее значение 0,516 мкм2. Песчаники пласта CVIо состоят из зерен кварца фракции 0,25-0,10 мм и 0,10-0,06 мм. Содержание фракции 0,25 мм небольшое. Пористость по керну изменяется в диапазоне от 0,17 до 0,25 д.ед., среднее 0,213 д.ед. Пористость по ГИС (264 определений из 264 скважин) изменяется от 0,152 до 0,256 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,213 д.ед. Проницаемость по керну (62 определений из 21 скважин) равно 0,462 мкм2, она изменяется в пределах 0,012-3,862 мкм2. Бобриковский горизонт Пласт CVI1 представлен песчаниками кварцевыми, разнозернистыми, не отсортированными; преобладают полуокатанные формы зерен. Пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 7 образцам из 3 скважин, она изменяется от 0,185 до 0,250 д.ед Среднее значение 0,219 д.ед. Пористость по ГИС (20 определений из 16 скважин) изменяется от 0,179 до 0,280 д.ед. Среднее значение 0,213 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,220 д.ед. Проницаемость по керну изменяется в диапазоне от 0,043 до 3,723 мкм2, среднее значение 1,182 мкм2. Турнейский ярус. Породы–коллекторы турнейского яруса, по данным литолого-петрографических исследований, представлены известняками пористыми, сгустково-комковыми. Породы сложены мелкими сгустками пелитоморфного карбоната кальция, обломками члеников криноидей, острапод, брахиопод, сцементированных обильным базальным мелкозернистым кальцитом, образовавшимся в результате полной перекристаллизации многочисленных обрывков трубчатых водорослей. Встречаются округлые комки пелитоморфного карбоната кальция. Размер фрагментов породы варьируется от 0,03 до 1,0 мм и единичные мелкие каверны размером до 2 мм. Цемент породы мелко-среднезернистый, часто трудно различимый в пестрой массе породы. Коллекторская характеристика пород пласта СТ1 изучалась по 115 образцам керна, в том числе по 112 образцам из нефтяной части разреза. Проницаемость пласта по керну изменяется от 0,001 до 0,277 мкм2, среднее 0,071 мкм2. Пористость по керну изменяется от 0,08 до 0,206 д.ед., среднее 0,138 д.ед. Пористость по ГИС (105 определений из 104 скважин) изменяется от 0,088 до 0,173д.ед., среднее 0,131 д.ед. Коллекторская характеристика пород пласта CT2 изучалась по по 65 образцам керна из 6 скважин. Проницаемость по керну изменяется от 0,008 до 0,122 мкм2, среднее значение 0,043 мкм2. Пористость по керну изменяется от 0,081 до 0,199 д.ед., среднее 0,139 д.ед. Пористость по ГИС ( 108 образцов из 78 скважин) изменяется в пределах 0,080-0,158 д.ед., среднее 0,108 д.ед. Принятая пористость при проектировании 0,111 д.ед. Сравнительный анализ неоднородности продуктивных пластов показал следующее: 1) наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты СV и CVIо, наихудшими CVI; 2) выделяемые пласты СV, CVIо, CVI1 и CIV отделены друг от друга алеврито – аргиллитовыми породами; 3) вследствие того, что терригенная толща нижнего карбона является единым объектом разработки, коэффициент расчленности рассматриваемого интервала составляет 4,5, а коэффициент песчанистости равен 0,40. 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Пластовые нефти Татыщлинского месторождения изучены по 18 пробам из 17 скважин. Средние показатели свойств пластовой нефти по продуктивным пластам и пачкам приведены в таблице 1 - Свойства пластовой нефти и пластовой воды Татышлинского месторождения Первые 10 ГС были пробурены в 1991 - 1996 гг. на карбонатные отложения турнейского яруса Татышлинского месторождения согласно технологической схеме опытно-промышленных работ, составленной БашНИПИнефть. Расположение скважин параллельно-рядное - в 2 ряда по 4 скважины с расстоянием между горизонтальными стволами в ряду 200 - 350 м, а между рядами - 300 - 500 м; пробурены 2 разрезающие скважины между рядами Нефть башкирского яруса в пластовых условиях имеет плотность 0,869 т/м3, вязкость – 14,43 МПа·с, при давлении насыщения – 11,9 МПа·с, газонасыщенность равна 26 м3/т, объемный коэффициент при Рпл – 1,067, при Рнас – 1,072. Пластовое давление равно в среднем 14,4 МПа, давление насыщения – 6,1 МПа. Нефти тульского горизонта (CIV0-CVI0) терригенной толщи нижнего карбона имеют плотность в пластовых условиях 0,856 т/м3, при Рнас – 0,852 т/м3, газосодержание – 28,5 м3/т, вязкость при Рпл – 27,34 МПа·с, при Рнас – 25,62 МПа·с, объемный коэффициент при пластовом давлении – 1,083, при давлении насыщения – 1,091. Пластовое давление равно 11,8 МПа, давление насыщения – 6,1 МПа. Нефти пласта СVI бобриковского горизонта несколько отличаются от нефтей пластов CIV0-CVI0. Они отличаются по плотности – 0,880 кг/м3 при Рпл и 0,876 т/м3 – при Рнас, плотность разгазированной нефти равна 0,912 т/м3. Вязкость равна – 24,57 (Рпл) и 21,64 МПа·с (Рнас), газонасыщенность – 26,3 м3/т, объемный коэффициент равен – 1,056 при пластовом давлении и 1,073 при давлении насыщения. Пластовое давление равно 12,25 МПа, давление насыщения – 7,6 МПа. Нефти продуктивной пачки СТкз1 турнейского яруса тяжелые, плотность равна при Рпл – 0,892 т/м3, при Рнас – 0,901 кг/м3, разгазированной нефти – 0,904 кг/м3, вязкость – при Рпл – 41,3 МПа·с, при Рнас – 19,41 МПа·с. Объемный коэффициент равен 1,060 и 1,074. Пластовое давление равно 13,7 МПа, давление насыщения – 6,4 МПа. По отложениям заволжского надгоризонта пластовые нефти не отобраны. Нефти фаменского яруса тяжелые, плотность при Рпл, Рнас, разгазированной нефти соответственно равны 0,907 т/м3, 0,901 т/м3, 0,922 т/м3, вязкие – вязкость равна 131,1 МПа·с и 54,3 МПа·с. Объемный коэффициент равен 1,074 и 1,048, газосодержание – 19,9 м3/т. Пластовое давление равно 10,8 МПа, давление насыщения – 4,7 МПа. Нефти терригенного девона по типу средние, плотность при разных давлениях – 0,871 т/м3, 0,857 т/м3, 0,889 т/м3, вязкие – при пластовом давлении вязкость равна 7,4 МПа·с, при давлении насыщения – 6,4 МПа·с, объемный коэффициент соответственно – 1,114 и 1,080, газосодержание – 32,5 м3/т. Пластовое давление равно 21,19 МПа, давление насыщения – 5,5 МПа. По поверхностным пробам нефти всех продуктивных пластов и пачек сернистые, парафинистые, смолистые. Плотность нефти продуктивной пачки Сбш по пробам, отобранным в поверхностных условиях, равна 0,899 т/м3, средняя кинематическая вязкость – 45,2 м2/с, динамическая – 5,03 МПа·с. Нефть пластов CIV0-CVI0 тульского горизонта ТТНК тяжелая (0,899 кг/м3), вязкая – кинематическая равна 70 м2/с, динамическая – 7,9 мПа·с. Серы содержится 2,76%. Как и по остальным пластам ТТНК, нефть пласта CVI тяжелая (0,897 г/м3), вязкая (кинематическая – 51,6 мм2/с, динамическая – 5,8 МПа·с). Асфальтенов содержится 5,2%, смол – 14,4%, парафинов – 1,9%. По сравнению с нефтями ТТНК, нефти турнейского яруса более тяжелые (0,911 кг/м3), вязкие (66,0 м2/с), сернистые (3,28%), смолистые (34,2%), парафинистые (6,8%), содержание асфальтенов – 8,85%. По результатам анализов поверхностных проб нефти фаменского яруса высоковязкие, тяжелые, высокосернистые, парафинистые. Плотность нефтей фаменского яруса изменяется от 0,910-0,936 т/м3, кинематическая вязкость – 46,7-71,1 м2/с, динамическая вязкость – 5,0-7,8 МПа·с, содержание серы – 2,6-3,7%, смол – 41,6-55,1%, асфальтенов – 5,6-9,4%, парафинов – 6,2-6,5%. Основными объектами разработ ки являются тульские, бобриковские и турнейские залежи, которые разбурены по равномерной треугольной сет ке 500×500 и 400×400 м. Разработ ка осуществляется с заводнением пластов. Разбурен частично средний карбон. Одна турнейская залежь частично разбурена горизонтальными скважинами. Остальные объекты эксплуатируют единичными скважинами. Действуют 251 добывающая скважина и 33 нагнетательных. В 1995 г. добыто 294 тыс. т , с начала разработ ки — 4365 тыс. т. Максимальный уровень добычи — 388 тыс. т в 1990 г Таблица 1 - Свойства пластовой нефти и пластовой воды Татышлинского месторождения
2 Раздел нефтегазопромыслового оборудования 2.1 Оборудование, применяемое при данной технологии 2.1.1 Характеристика наземного оборудования штанговых насосных установок Комплекс наземного оборудования штанговых насосных установок включает в себя станок-качалку и оборудование устья. Станок-качалка (СК) – индивидуальный механический привод штангового глубинного насоса, предназначенный для преобразования вращательного движения вала двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг, регулирования режима работы скважинного штангового насоса изменением длины хода и числа двойных ходов плунжера, уравновешивания установки. Станок-качалка состоит из следующих узлов. Рама – предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями. В раме имеются отверстия под анкерные болты для её крепления к фундаменту. Стойка – является опорой для балансира и выполняется из профильного проката в виде четырехгранной пирамиды. Ноги стойки связаны между собой поперечинами. Снизу стойка крепится к раме сваркой или болтами, сверху несет плиту для крепления оси балансира. Балансир – предназначен для передачи возвратно-поступательного движения колонне штанг. Выполняется из профильного проката двутаврового сечения и имеет однобалочную или двухбалочную конструкцию. Со стороны скважины балансир заканчивается поворотной головкой. Головка балансира – поворотная или откидывающаяся вверх для беспрепятственного прохода спускоподъемного (талевый блок, крюк, элеватор) и скважинного оборудования при подземном ремонте скважин. Для ее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клин защелки. Опора балансира – ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части оси, имеющей квадратное сечение, приварена планка, через которую опора балансира с помощью болтов соединяется с балансиром. Траверса – прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||