срочно. Также в проекте рассмотрены вопросы техники безопасности и охраны труда при эксплуатации скважин, оборудованных шсну
 Скачать 0.7 Mb.
|
|
Введение В этом проекте эксплуатации скважин ШГН на Абино-Украинском месторождении были рассмотрены вопросы значения нефти и газа в топливно-энергетическом балансе страны, освещена геологическая часть. Кроме того, в проекте раскрыт вопрос особенности эксплуатации скважин штанговым скважинным насосом, описано наземное и подземное оборудование ШСНУ, проведен расчет технологического режима работы скважины и выбор оборудования, рассмотрены факторы, влияющие на работу ШСНУ и борьба с ними. Эти вопросы вошли в технико-технологический раздел. Также в проекте рассмотрены вопросы техники безопасности и охраны труда при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ. Кроме вышеперечисленного, в проекте приводятся таблицы и схемы для более полного раскрытия вопросов. Определение технологического режима работы и выбор оборудования позволяет производить наиболее рациональное с точки зрения экономии материалов и электроэнергии отбор нефти и рационально эксплуатировать месторождения, улучшить показатели работы ШСНУ в целом. Знания различных факторов влияющих на работу ШСНУ позволяет использовать те или иные методы по предупреждению к ликвидации их последствий. В проекте освещен вопрос техники безопасности и охраны труда, что позволяет уменьшить травмирование персонала при проведение технологических работ, уменьшить вероятность профессиональных заболеваний. В последнем разделе проекта определены источники загрязнения окружающей среды при добыче нефти. Геологическая часть 1.1 Общие сведения о районе работ Непосредственный район исследований расположен в пределах Крымского и Абинского районов Краснодарского края, в 75 км к юго-западу от г. Краснодара (рисунок 1). Ближайшими населенными пунктами являются: город Крымск, город Абинск и хутора: Украинский, Шибик, Шептальский и ряд других.  Рисунок 1 – Обзорная схема месторождения Изучаемое месторождение расположено в районе, где широко известна промышленная нефтеносность палеогеновых и миоценовых отложений. Так, на юге, в 1–2 км находится Украинское месторождение, где нефтеносны отложения палеогена. К западу, в 6–7 км от Абино-Украинского выявлено Северо-Крымское месторождение, нефтеносность в котором приурочена к миоцену: сармату-чокраку. К востоку, в 12 км расположены: Левкинское месторождение, где промышленно нефтеносны отложения кумской свиты и Ахтырско-Бугундырское, промышленная нефть на котором получена из палеоцена, эоцена, отложений майкопской серии, сарматского, мэотического и понтического ярусов [4]. Месторождение расположено в переходной зоне от предгорий Северо-Западного Кавказа к равнине Прикубанья. Рельеф местности изучаемой площади представляет собой слабо расчлененную равнину. Площадь расчленения гидросетью рек, ручьев и балок, преимущественно меридионального направления. На севере высотные отметки водораздельных возвышенностей достигают 30 м., а на юге – до 80 м. С юга на север протекают реки: Абин, Шибик, Куафо и Вторая. Истоками рек являются родники, бьющиеся из меловых отложений. 1.2 Нефтегазоносность Промышленная нефтеносность Абино-Украинского месторождения выявлена в отложениях кумского горизонта и миоцена. 1. Залежь кумского горизонта – нефтяная, «газовая шапка» отсутствует. По своему типу является пластовой сводовой, тектонически-экранированной. Разделена на пять блоков: юго-западный, западный, центральный, восточный и периклинальный. Тип залежи во всех блоках – пластовый, тектонически экранированный. В кумской залежи коллекторскими свойствами обладают алевролиты, алевриты и, в меньшей степени, алевропелиты. Преобладающий тип цемента глинистый и глинисто – карбонатный. Тип цемента – поровый, порово-базальный и реже базальный. Среднеарифметическое значение открытой пористости – 26,3%. В кумском водоносном комплексе отмечается проявление аномально-высоких давлений. Абино-Украинское месторождение приурочено к зоне пониженной минерализации. Воды изучаемого месторождения относятся к водам смешанного генезиса. Нефть кумского горизонта легкая, парафинистая, близка к типу высокосмолистых. По групповому химическому составу относится к метаново-нафтеновому типу. 2. В миоценовых отложениях выделено девять подсчетных объектов. Основные запасы нефти приурочены к грубозернистым обломочным породам с гранулярным скелетом различного минерального состава, – это кварцевые пески и алевролиты, обломочные и органогенно-обломочные карбонатные породы. По типу коллекторы определены как поровые, порово – кавернозные и кавернозно-трещинные, при этом последние преобладают. Среднеарифметическое значение открытой пористости – 20%. В региональном плане в миоценовых отложениях выделено пять водоносных горизонтов, а на некоторых участках отмечается т гидродинамическая связь водоносных горизонтов миоцена между собой. Нефти сармата, карагана и чокрака миоценовых отложений относятся к тяжелым и высоковязким, и лишь в отдельных скважинах получены легкие нефти. По содержанию смол тяжелые нефти относятся к высокосмолистым, а легкие – к смолистым. Тяжелые нефти являются масляными. 3. В результате проделанного анализа истории разработки Абино-Украинского месторождения мною были выделены следующие этапы: первый этап (1957–1965 гг.); второй этап (1965–1971 гг.); третий этап (1971–1980 гг.); четвертый этап (1980 г. по настоящее время). Первый этап характеризуется постоянным ростом уровня добычи нефти, при небольшом значении обводненности. Сравнительно хорошие коллекторские свойства обусловили активное продвижение пластовых вод в пределах залежи, что в свою очередь обеспечивало повышенные дебиты нефти на начальном этапе разработки. Второй этап характеризуется равномерным падением уровня добычи нефти в миоценовых отложениях, и неравномерным изменением добычи нефти в кумском горизонте. Сильное падение в кумском горизонте объемов добычи нефти связано, скорее всего, с резким ростом обводненности. Третий этап характеризуется падением уровня добычи нефти как в миоценовых отложениях, так и в кумском горизонте. Падение объемов добычи сопровождается стабильным ростом обводненности. В 1967 г. уровень добычи нефти достиг 110,4 тыс. т, а в 1968 г., в связи с резким увеличением значения обводненности уровень добычи нефти упал до значения 26,8 тыс. т. Четвертый этап характеризуется стабильным падением уровня добычи нефти как в кумском горизонте, так и в миоценовых отложениях. Также отмечается продолжение роста обводненности, вплоть до максимального значения – 94,7% в 1982 г. Изменение объемов добычи нефти в течение разработки Абино-Украинского месторождения в целом по миоценовым отложениям связано с динамикой обводненности. В начальный период (1957–1965 гг.) отмечается рост обводненности, в 1965 г. – 55%. В 1965–1971 гг. – ее стабилизация, а с 1971 года увеличение обводненности: в 1982 г. средняя обводненность продукции составляла 82,4%, что на 10,6% выше средней обводненности миоценовых залежей в целом по месторождению. С 1980 года месторождение вступило в завершающую стадию разработки, однако, предполагается, что залежи УВ в пределах Абино-Украинской складки могут быть обнаружены в V пласте ахтырской подсвиты и VI и VII пластах ильской и зыбзенской свит соответственно. 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторских свойств горных пород продуктивных горизонтов Нефть по своим физическим свойствам и химическому составу очень близка во всех четырех горизонтах. Нефть тяжелая, с плотностью 0,970 – 0,980, высокосмолистая, акцизных смол от 53 до 72%, имеет высокую кислотность от 240 до 816 КОН на 100гр., очень вязкая – при 500С кинематическая вязкость колеблется от 300 до 500ССТ, бензиновые фракции отсутствуют. IV-горизонт. Нефть легкая, плотностью 0,869 кг/м3 малосернистая, смолистая, парафинистая, содержащая парафина до 4,2%. При оценке легкой нефти, как сырья для переработки установлена их однокомпонентность, поэтому сбор и транспортировка общая. Газ, растворенный в нефти миоценовых залежей, характеризуется преимущественным содержанием метана (83,54-99,78% по объему). Абсолютный удельный вес растворенного газа составляет 0,7290-0,8831 г/см3. Повышенный удельный вес растворенного газа отмечается у газа с увеличенным содержанием тяжелых углеводородов. Содержание последних, как правило, незначительное: этана-слюды – 4,95%, пропано-слюды – 1,92%, бутано-слюды – 1,3%, пентана 0,24 – 2,26%. Содержание тяжелых углеводородов по 18 отобранным пробам растворенного газа составляет (по объему) для этана – 2,24%, пропана – 0,75%, бутана – 0,49%, пентана – 1,3%. Масса тяжелых углеводородов в 1м3 попутного газа приведена в таблице 1
Пластовые воды миоценовых горизонтов имеют сходный химический состав, так как существует гидродинамическая связь водононосных горизонтов между собой. Установлено, что минерализация вод повышается снизу вверх по разрезу от более древних к более молодым отложениям миоцена с тенденцией увеличения ее с юга на север. По всем горизонтам выделяется группа скважин северо-западной и юго-восточной частей месторождения с повышенной минерализацией вод по сравнению с водами этого возраста в центральной части. Воды чокракского горизонта Чокракский водоносный горизонт приурочен к песчано-алевролитово-карбонатным образованием. Пластовые воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с минерализацией 287,66 – 506,26 мг – экв/л. И очень высоким отношением Na/г Cl (1,27 – 1,7). Наблюдается незначительное увеличение минерализации с северо-запада на юго-восток структуры. В чокракском водоносном горизонте очень мало сульфатов (0,01 – 0,15). Нафтеновых кислот содержится 5,2 – 6,8 мг/экв./л, аммония – 18,0 – 64,8 мг/л. Воды караганского горизонта Водоносные породы сложены преимущественно песками, песчаниками и конгломератами, реже известняками и мергелями. Минерализация вод меняется в пределах от 329,52 до 699,8 мг – экв./л. Выявляется увеличение минерализации от свода структуры на северо-запад и незначительно на юго-восток. Воды караганского горизонта гидрокарбонатно-натриевого типа с повышенным содержанием сульфатов до 1,85 – 8,51% экв. Нафтеновых кислот в водах незначительное количество 92,8 – 6,8 мг – экв./л), аммония – 1850,4 мг/л. Воды сарматского горизонта Водоносные пласты представлены разнообразными породами: песчаниками, песками, доломитизированными мергелями, известняками и др. Пластовые воды сармата отличаются несколько повышенной минерализации залегают на северо-востоке структуры. В центральной части месторождения концентрация солей в водах составляет в среднем 300-500 мг – экв./л. На крайнем юго-востоке она составляет 76г/4,94 мг – экв./л., а на востоке – 935,22 мг – экв./л. Сульфаты содержатся в незначительных количествах (до 0,39 % экв.), нафтеновых кислот до 7,6 мг – экв./л., аммония от 21,6 до 145,7 мг – экв./л. Воды меотического горизонта Водонасыщенные пласты меотиса представлены песчаниками. Минерализация вод повышается от 638 мг – экв./л, на юго-востоке до 1564,76 мг – экв./л. Преобладают воды гидрокарбонатно-натриевого состава, встречаются хлормагниевые и хлоркальцевые. Воды слабо метаморфизированные (г/Na/гCl меняется от 0,98 до 1,28). Нафтеновых кислот содержится 1,6 – 2,0 мг – экв./л., аммония – 64,8 – 194,4 мг/л. 1.4 Конструкция скважины На участке месторождения скважины имеют следующую конструкцию Таблица 2
324 245 146(168)       30 м  200 м 1700м 1- направление 2 - кондуктор 3 - экс. колонна Рисунок 2 – Схема типовой конструкции скважины 2. Технологическая часть 2.1 Способы эксплуатации Абино-Украинского месторождения Лицензионное соглашение на разработку, а также вся необходимая документация по месторождениям Абино-Украинское принадлежит пред- приятию Краснодарского края ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Разработку данных месторождений осуществляет ЦДНГ-3 (цех по добыче нефти и газа № 3). Электроцентробежными насосами эксплуатируются скважины с дебитом по жидкости от 8 до 200 м3/сут. Эксплуатационный фонд, оборудованный этими погруж- ными установками на месторождениях Абино-Украинском, на 01.01.2016 г. составляет 20 скважин или 7 % от всего действующего фонда скважин. За год фонд скважин, оборудованных ЭЦН, увеличился на 4 единицы. В таблице 1 приведён весь эксплуатационный фонд анализируемых месторождений (в том числе бездействующий; скважин, находящихся под консервацией, и скважин, ожидающих пере- вода в нагнетательные скважины). Таблица 3 – Динамика действующего фонда скважин
Низкий процент эксплуатации скважин УЭЦН связан с тем, что данные месторождения перешли на позднюю стадию разработки и характеризуются ростом геологических и технологических факторов, влияющих на работу электроцентробежного насоса.  Долевое соотношение действующего фонда по видам эксплуатации скважин для каждого месторождения показано на рисунке 3.Рисунок 3 – Долевое соотношение действующего фонда по видам эксплуатации скважин Из рисунка 3 можно сделать выводы, что на Абино-Украинском месторождении 25 % от общего фонда скважин эксплуатируется установками УЭЦН. На месторождениях Абино-Украинское применяются электроцентробежные насосные установки отечественного производителя ПК «Борец». В состав ПК «Борец» входят различные производственные предприятия, сервисные компании и центр разработки нефтедобывающего оборудования. Одним из таких предприятий является «Сервисная Компания Борец». Данная компания является подрядной организацией, осуществляющей ремонт оборудования и обслуживание центробежных насосов в ЦДНГ-3. На месторождении применяются установки производительностью от 30 до 250 м3/сут. Распределение УЭЦН по типоразмерам приведено в таблице 4. Таблица 4 – Распределение ЭЦН по производительности насоса
Расчёт установок ЭЦН, как и других установок механизированной добычи, не может быть изложен в виде точной и универсальной процедуры ввиду различных условий применения ЭЦН. Расчёт эффективно работающей установки ЭЦН не является сложной задачей, но для его выполнения необходимо иметь надёжные и точные данные, чтобы гарантировать правильный выбор компонентов установки. 2.2 Основные факторы влияющие на эксплуатацию скважин УСШН Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приёме насоса, повышенным содержанием песка в продукции, наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др. Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъёму жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приёме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Это применение насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера, либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса. Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. Перед входом в приём насоса осуществляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа. Сбор газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъёма жидкости. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 м) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости выходящего потока ниже приёма, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком при насосной эксплатации. Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшением отбора жидкости. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Песочные якори (сепараторы) и фильтры, устанавливаемые у приёма насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия жидкость изменяет направления движения на 180, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают. Однако полностью избежать вредного влияния песка не удаётся. Некоторое его количество поступает в насос и приводит к износу пары плунжер- цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин. Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки - завихрители. При движении штанг создаётся завихрение струи, что препятствует оседанию песка над насосом. При остановке СК песок, находящийся в жидкости, оседает на верхние торцевые площадки скребков-завихрителей, а не на плунжер насоса. При большой кривизне ствола скважине наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения отворотов штанг и удаления парафина при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители. В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъёма таких нефтей на поверхность - штанговый скважиннонасосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической эффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. При откачке нефтей с вязкостью более 500 Мпа С может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз. При откачке высоковязких нефтей используют специальные двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний от 3 до 4 мин. и длину хода от 0,6 до 0,9 м.). Снижение вязкости откачиваемой жидкости можно достичь подливом растворителя (маловязкой нефти) или воды, подогревом откачиваемой жидкости у приёма насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство. При обводнённости продукции n = 0,4 - 0,8 водонефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия неустойчивая, то на забое накапливается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности СК. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастает износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышется их обрывность. При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подьёме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъём колонны штанг из-за уплотнения парафина. Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин с помощью паропередвижной установки. Пропарку труб осуществляют и в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное пространство подают пар, который через насос поступает в НКТ. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидным линиям поступает на сборный пункт. Вместо пара подают и нагретую нефть. Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка от 5 до 8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачиваются при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб. 2.3 Анализ причин выхода из стороя скважин |