Курсовая Работа. 1 Геологопромысловый раздел
 Скачать 0.59 Mb.
|
 Введение Гарное нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Республики Башкортостан, в 22 км северо-западнее рабочего поселка Калтасы. С востока оно непосредственно примыкает к Орьебашевскому нефтяному месторождению, а в 10 км к западу расположено Калегинское месторождение. Промышленную разработку месторождения ведет НГДУ «Краснохолмскнефть», базирующиеся в городе Янаул. Дицензия на право пользования недрами УФА №00533 НЭ выдана ОАО АНК «Башнефть» 30 апреля 1999 года. Срок действия лицензии 31 декабря 2018 года. Ближайшая железная дорога – Екатеринбург-Казань. Населенные пункты расположены на расстоянии 4-5 км друг от друга. Поселки Краснохолмский, Калтасы и города Янаул связаны между собой городами Нефтекамском, Бирском и Уфой асфальтированными дорогами. От основных шоссейных дорог отходят насыпные дороги до центров колхозов и совхозов, пригодные для использования только в сухое время года. 1 Геолого-промысловый раздел 1.1 Общие сведения о месторождении Гарное нефтяное месторождение расположено в северо-западной части республики Башкортостан, в 22 км северо-западнее рабочего поселка Калтасы. С востока оно непосредственно примыкает к Орьебашевскому нефтяному месторождению, а в 10 км к западу расположено Калегинское месторождение. В географическом отношении Гарное месторождение расположено на южном склоне водораздела рек Буй – Быстрый Танып. Водораздел изрезан небольшими речками и оврагами. Самые высокие отметки водораздела достигают 220-227 м над уровнем моря. В пойме реки Быстрый Танып отметки понижаются до 80-100 м. Относительное повышение рельефа составляет 140-147 м. Климат района континентальный, характеризуется холодной зимой и жарким летом с колебанием температур от – минус 17°C до плюс 18-20°C. Продолжительность зимы 5 месяцев. Толщина снежного покрова зимой достигает 1,5 м. Почва зимой промерзает до глубины 1,8 м. Преобладающее направление ветра юго-западное. Среднегодовое количество осадков около 450-500 мм. В экономическом отношении район из сельско-хозяйственного превратился в один из промышленных районов Башкортостана. Вблизи месторождения проходит магистральный нефтепровод Пермь-Альметьевск. Ближайшей железной дорогой является линия Екатеринбург-Казань. Населенные пункты расположены на расстоянии 4-5 км. Друг от друга. Поселки Краснохолмский, Калтасы, и город Янаул связаны между собой и с городами Нефтекамском, Бирском, и Уфой асфальтированными дорогами. Широко развита сеть проселочных дорог, пригодных для использования только в сухое время года. Структурное бурение на территории Гарного и прилегающих к нему площадей начато в 1949 году. За период с 1949 по 1958 гг. по редкой сетке (плотностью 6-7 км2/скв.) пробурены скважины Ново-Орьебашевской, Ишболдинской. Янаульской, Югомашевской, Ямадинской и Сандугачской площадей. Скважины закладывались по данным геологической съемки, на поднятиях, закартированных по верхнепермским отложениям. В результате проведенного структурно-поискового бурения изучены стратиграфия и тектоника нижнепермских отложений. На территории Гарного месторождения поисково-разведочное бурение было начато в 1954 году скважинами Орьебашевской площади. Пробурены поисково-разведочные скв. 26 ОРБ (1954 г.) и 61 ОРБ (1956 г.), которые установили промышленную нефтеносность терригенной толщи нижнего карбона (до 1993 года этот участок площади относится к Орьебашевскому месторождению). Поисково-разведочная скв. 120 ИТК (1967 г.), пробуренная в пределах нижнепермской Баймуратовской структуры, была ликвидирована по результатам опробования. Целенаправленное поисково-разведочное бурение в пределах Гарного месторождения проводилось с 1985 года по 1989 года скважинами Бадряшской площади. За этот период согласно проекту поисково-разведочного бурения на Бадряшской площади пробурено 12 скважин (172 БАД, 205 БАД, 213 БАД, 214 БАД, 218 БАД, 224 БАД, 225 БАД, 227 БАД, 230 БАД, 237 БАД, 243 БАД, 192 БАД). По результатам проведенных поисково-разведочных работ в 1985 году Краснохолмским УБР открыто Гарное месторождение с залежами нефти в карбонатах верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона и в песчаниках тульского горизонта терригенной толщи нижнего карбона. Поисковые сейсморазведочные работы методом ОГТ велись партией 11/87 ПО Башнефтегеофизика в 1987-1988 гг. Из полезных ископаемых на территории месторождения, кроме нефти, распространены известняки, песчаники, пески и глины. Карьеры песков и песчаников разрабатывается в окрестностях Янаула, Красного Холма и др. Разрабатывается также карьеры галечников, известняков и суглинков. Имеются и глины, используемые для приготовления глинистого раствора при бурении скважины. 1.2 Стратиграфия, литология и тектоника В геологическом строении Гарного месторождения принимают участие отложения вендской, девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем. Скважинами, пробуренными в пределах Гарного месторождения, изучен разрез отложений до турнейского яруса. Нижезалегающие отложения представлены по геологическому разрезу соседних месторождений. Вендские отложения представлены верхним отделом в составе каировской свитой, сложенной переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Изредка встречаются маломощные прослои сильно глинистых известняков. В отдельных скважинах указанная свита отсутствует. Девонская система представлена верхним отделом, сложенным отложениями живетского, франского и фаменского ярусов. В основании живетского яруса залегают песчано-алевролитовые, неотсортированные породы с примесью грубозернистого гравийного кварцевого материала. Выше развиты глинисто-алевролитовые и карбонатно-глинистые породы с фаунистическими остатками. В верхней части обычно прослеживается прослой аргиллитов толщиной 2-3 м. Толщина 34 м. В составе франского яруса выделяется пашийский, кыновский, саргаевский и доманиковый горизонты. Пашийский горизонт в основании представлен аргиллито-алевролитовыми породами. На них залегают песчаники пласта Д1. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, неравномерно алевритистые и глинистые, по разрезу и по простиранию часто замещаются глинистыми алевролитами. В верхней части горизонта преобладают алевролито-аргиллитовые прослои. Толщина горизонта 40 м. Кыновский горизонт сложен тонкослоистыми участками известковыми аргиллитами с маломощными пропластками алевролитов. В средней части прослеживается прослой известняка толщиной 5-6 м. Этот прослой известняка известный под названием «среднекыновский известняк», является хорошим репером. Толщина горизонта около 10 м. Саргаевский горизонт представлен глинистыми известняками с прослоями аргиллитов. В верхней части встречаются тонкие прослои битуминозных известняков. Толщина около 10 м. Доманиковый горизонт сложен известняками глинистыми, битуминозными, с прослоями мергелей, кремнисто-битуминозных сланцев, с включениями пирита и кремния. Толщина около 36 м. В верхней части франский ярус представлен известняками кристаллическими, плотными, глинистыми, прослоями брекчиевидными доломитизированными и кавернозными. Толщина около 100 м. Фаменский горизонт имеет карбонатный состав и сложен известняками органогенными и кристаллическими, плотными, участками трещиноватыми, встречаются прослои доломитов. Толщина около 210 м. Каменноугольная система представлена тремя отделами. Нижний отдел выделяется в составе турнейского, визейского и серпуховского ярусов. Турнейский ярус представлен известняками органогенно-обломочными и кристаллическими, в верхней части прослоями кавернозно-пористые. Толщина около 72 м. Визейский ярус представлен отложениями бобриковского, радаевского, косьвинского, тульского, алексинского, михайловского, веневского горизонтов. Бобриковский+радаевский+косьвинский горизонт в основании сложен аргиллитами тонкослоистыми со скорлуповатой отдельностью, прослоями алевритистыми. Выше залегают песчанки пласта CVI, разделенные прослоями углисто-глинистых сланцев и глинистых алевролитов на несколько пропластков CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, участками глинистые и алевритистые. Толщина горизонтов около 52 м. Тульский горизонт имеет терригенный состав и представлен чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами. В разрезе выделяются песчано-алевритистые пласты: CII, CIV0, CIV, CV, CVI0, из них промышленно нефтеносные пласты: CII, CIV0, CIV. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, неравномерно алевритистые и глинистые. Алевролиты слабослюдистые, иногда известковые, неравномерно глинистые. Аргиллиты слоистые, слабослюдистые, иногда алевритистые. Толщина горизонта 64 м. Алексинский горизонт сложен известняками кристаллическими, в основной массе глинистыми, плотными, участками слегка окремнелыми, крепкими с подчиненными прослоями доломитов, мергелей и аргиллитов. Толщина около 42 м. Михайловский+веневский горизонт представлен доломитами кристаллическими, сульфатизированными, неравномерно окремнелыми, крепкими, в средней части с прослоями доломитизированных известняков. Толщина 30 м. Серпуховский ярус представлен преимущественно доломитами кристаллическими, прослоями мелкокавернозными, с включениями кремня, гипса, ангидрита и кальцита. Встречаются прослои известняков. Толщина 140 м. Средний отдел каменноугольной системы выделяется в составе башкирского и московского ярусов. Башкирский ярус представлен известняками светло-серыми, серыми, кристаллическими, плотными. В верхней части залегают органогенные, органогенно-обломочные, прослоями пористо-кавернозные и трещиноватые (пласт Сбш). Трещины часто выполнены зеленовато-серой глиной. Толщина 60 м. Московский ярус выделяется в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов. Верейский горизонт представлен переслаиванием известняков, аргиллитов, алевролитов и мергелей. Преобладают карбонатные отложения. Известняки, неравномерно глинистые, прослоями пористые, пористо-кавернозные. Аргиллиты и алевролиты зеленовато-серые, темно-серые, плотные, слоистые, слюдистые, прослоями алевритистые, известковые. В разрезе выделяются прослои промышленно-нефтеносных известняков – пласты Св3 и Св4. Толщина горизонта 54 м. Каширский горизонт сложен переслаиванием доломитов и известняков с прослоями мергелей, и аргиллитов. Доломиты кристаллические, прослоями кавернозно-пористые. Известняки кристаллические и органогенно-обломочные, прослоями пористые и кавернозно-пористые. Как в доломитах, так и в известняках отмечена трещиноватость. В каширском горизонте выделяются четыре пласта – Скш1, Скш2, Скш3, Скш4. Толщина горизонта – 80 м. Подольский горизонт представлен известняками с подчиненными прослоями доломитов. Известняки, тонкокристаллические и пелитоморфные, окремнелые, плотные, иногда пористо-кавернозные. Толщина 80 м. Мячковский горизонт представлен известняками, тонкокристаллическими, доломитизированными, окремнелыми, местами трещиноватыми. Среди известняков встречаются прослои доломитов. Толщина 116 м. Верхний отдел представлен доломитами и известняками, кристаллическими, плотными, неравномерно глинистыми, с включениями ангидритов. Породы прослоями трещиновато-пористые. Толщина 225 м. Пермская система представлена двумя отделами. Нижний отдел выделяется в составе асслельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов. Ассельский+сакмарский ярус представлен в нижней части разреза известняками, кристаллическими и органогенно-обломочными, с включениями ангидритов. Толщина 130 м. Артинский ярус сложен переслаиванием известняков и доломитов с прослоями ангидритов. Известняки, сульфатизированные. Доломиты, плотные, сульфатизированные. Известняки и доломиты местами трещиноватые и кавернозные. В основании яруса залегает пачка ангидритов. Толщина яруса 40 м. Кунгурский ярус сложен ангидритами с прослоями доломитов, реже известняков. Ангидриты, с включениями гипса и прослойками доломитов. Доломиты, кристаллические, в нижней части яруса оолитовые. Известняки серые, кристаллические, прослоями глинистые, иногда переходящие в мергели. Толщина 110 м. Верхний отдел представлен отложениями уфимского яруса, сложенного переслаиванием глин, известковых, часто загипсованных и песчаников, разнозернистых, глинистых, с редкими прослоями алевролитов, известняков и мергелей. Толщина 300 м. Неогеновая система залегают на размытой поверхности пермских образований. Они представлены галечниками, состоящими из окатанных галек кремнистых, кварцевых, реже карбонатных пород, и песками. Толщина 10 м. Отложения четвертичного возраста залегают на размытой поверхности третичных и верхнепермских образований. Они представлены суглинками, супесями, глинами и песками коричневато-серого цвета с включениями гравия и гальки. Толщина 16 м. В региональном тектоническом плане месторождение Гарное расположено на северо-западном склоне Башкирского свода, в зоне его сочленения с Верхне-Камской впадиной. 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Исследование состава и свойств нефти производилось в лабораториях ЦНИПРа НГДУ Краснохолмскнефть и в лабораториях отдела коллекторских свойств пластов и пластовых флюидов Башнипинефть. Пробы нефти отбирались с устья скважин при их опробовании в колонне и испытателем пластов на трубах. Пластовые пробы отбирались с сохранением естественного газосодержания, пластового давления и температуры, в начальной стадии разработки залежей по отработанной методике. Результаты исследований свойств пластовой нефти и воды приведены в таблице 1. Нефти продуктивных пластов Гарного месторождения охарактеризованы семью глубинными пробами и 29 поверхностными пробами, отобранными из скважин: 26 ОРБ, 61 ОРБ, 205 БАД, 213 БАД, 214 БАД, 218 БАД, 225 БАД, 227 БАД, 230 БАД, 237 БАД. Таблица 1 – Свойства пластовой нефти
Изучение состава нефти по поверхностным пробам, более полное чем по глубинным пробам. Из таблицы 2 видно, что средние величины параметров, характеризующих физические свойства поверхностной нефти по пластам изменяются вниз по разрезу. Плотность нефти в пласте Св3 верейского горизонта 866 кг/м3, а в пласте CIV тульского горизонта 893 кг/м3. Значительно меняется кинематическая вязкость нефти: от 14,19 мПа∙с в пласте Св3 до 2,33% в пласте CII, а асфальтенов увеличивается от 5,36% в пласте Сбш до 11,80% в пласте CIV0. Содержание парафина, наоборот, уменьшается вниз по разрезу Св4 – 3,94%, а в пласте CIV – 1,44%. Таблица 2 – Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Гарного месторождения
По содержанию серы нефти продуктивных пластов среднего калибра и ТТНК относятся к сернистым (0,96-3,10%). По содержанию парафина и смол нефти Гарного месторождения относятся к среднепарафинистым и высокосмолистым. Данные о составе газов, растворенных в нефти Гарного месторождения, приведены в таблице 3. Таблица 3 – Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание в %)
Компонентный состав растворенного в нефти газа изучен по пластам Св3+Св4 3 пробы, CII+CVI0+CVI 4 пробы. Относительная плотность газа по пластам Гарного месторождения изменяется от 1,322 до 1,689. В углеводородах, присутствующих в компонентном составе нефтяного газа, преобладает метан 28,56-37,33% мол. На долю метана, этана, пропана приходится от 65,99 до 74,27% мол, бутанов 9,72-10,38% мол., пентана+высшие 4,18-5,97% мол., содержание азота колеблется от 10,33 до 20,12 % мол., углекислого газа от 0,01 до 0,48% мол. Сероводород в составе нефтяного газа не обнаружен. 1.4 Текущее состояние разработки месторождения В целом по Гарному месторождению на 1.01.2019 г. отобрано 1498,0 тыс. нефти при отборе 5921,7 тыс. т жидкости. Текущая обводненность продукции – 90,5%. Терригенные отложения эксплуатируются с 1983 г. Максимальный фонд добывающих скважин был достигнут к 1989 г, на эту же дату была полностью освоена система ППД. Добыча нефти велась по 20 добывающим скважинам, закачка воды осуществлялась в 3 нагнетательные скважины. Режим эксплуатации – жестко-водонапорный. В качестве рабочего агента использовалась высокоминерализованная вода пласта CVI. Из пластов данного объекта разработки было отобрано 960,9 тыс. т нефти и 4435,5 тыс. т жидкости. В пласт закачано 3033,8 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой составила 76,3%. Обводненность продукции достигла 92,64%, накопленный водонефтяной фактор – 3,6 т/т. Текущий дебит одной добывающей скважины по нефти составляет 5,8 т/сут, а по жидкости 37,1 т/сут. На Гарном месторождении в отложениях нижнего карбона нефтеносным является только пласт CII. Выработка запасов по этой залежи ведется с ППД. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 40,1%. Остальные четыре залежи – небольшие по размерам, разрабатываются единичными скважинами на режиме истощения пластовой энергии. Карбонатные коллекторы верейского горизонта пробурено 67 скважин, из которых 32 добывающих, 7 нагнетательных, 22 находятся в бездействии, 5 скважин относятся к категории ликвидированных или ожидания ликвидации, 1 контрольная. По состоянию на 1.01.2019 г. из пластов верейского горизонта добыто 530,7 тыс. т нефти, что составляет 23,1% от начальных балансовых запасов данного объекта. Карбонаты верейского горизонта представлены одной залежью. Разработка осуществляется с ППД. С начала разработки в пласты закачано 1787,8 тыс. м3 воды при отборе 1469,8 тыс. т жидкости. Отбор жидкости полностью компенсируются закачкой воды. Накопленная компенсация составляет 122,8%. Средневзвешенное давление находится на уровне 7,86 МПа. Средняя обводненность достигла 92,8%, средние дебиты по нефти и жидкости равны соответственно 0,9 т/сут и 4,1 т/сут. В разрезе карбонатных коллекторов выделено два нефтесодержащих пласта В3 и В4. Разработка верейского горизонта, в основном, осуществляется за счет пласта В3. Из всего числа пробуренных скважин 35 работают совместно с пластом В4. Из пласта В3 отобрано 433,6 тыс. т нефти, что составляет 23,7% от начальных балансовых запасов нефти. Закачка ведется в 7 нагнетательных скважин, по данным РГД все скважины принимают воду. С начала разработки в пласт закачано 1397,3 тыс. м3 воды, отобрано 1200,8 тыс. т жидкости. Разработка пласта В4 ведется также с поддержанием пластового давления. По сравнению с В3 пласт В4 характеризуется более низкими коллекторскими свойствами. На 1.01.2019 г. из пласта В4 отобрано 97,1 тыс. т нефти (это 16,9% от начальных балансовых запасов), 269 тыс. т жидкости, закачано 390,5 тыс. м3 воды. 2 Расчетно-технический раздел 2.1 Технология проведения работ 2.1.1 По состоянию на 01.06.2012 г. на месторождении для подъема жидкости используются следующие электроцентробежные насосы: ЭЦН-60 (скв. 243БАД), ЭЦН-80 (скв. 205БАД, 237БАД), ЭЦН-125 (скв. 5318,5326), ЭЦН-250 (скв. 218БАД). Так же для подъема жидкости используются установки штанговых насосов типоразмера НВ1Б-32 (12 скважин). Эксплуатация УЭЦН Установками ЭЦН эксплуатируются отложения тульского горизонта (пласт СII). Глубина спуска насосной установки изменяется в пределах от 1126 до 1378 м, при среднем значении 1184 м. Динамический уровень в скважинах находится в пределах от 654 до 1024 м при среднем значении 926 м. Фактическое среднее значение забойного давления составляет 11,7 МПа (Рзаб min=5,7 МПа, Рзаб max=16 МПа), что обеспечивает депрессию на пласт в пределах от 0,1 до 10,1 МПа. Расчетное допустимое минимальное погружение насосов под динамический уровень от 100 (по СII и обводненности более 90 %) до 400 м (по СII и обводненности менее 30 %). Работа всех скважин, оборудованных УЭЦН характеризуется повышенным забойным давлением (в среднем Рзаб/Рнас = 1). В скв.205БАД, 243БАД, 5318 рекомендуется оптимизация работы насосного оборудования путем увеличения глубины подвески и производительности насоса. В скв. 218БАД рекомендуется увеличение производительности насоса. Зависимость минимального допустимого давления на приеме УЭЦН от обводненности показана на рисунке 10.1. Значения пластовых давлений (на верхних отверстиях интервала перфорации), допустимые депрессии на пласт, исходя из различных условий эксплуатации объектов, представлены в таблице 10.3.
Эксплуатация УСШН Отложения верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона эксплуатируются установками СШН, применяются насосы типа НВ1Б-32 (скв. 214БАД, 225БАД,230БАД,5345,5346,5347,5349,5352). Глубина спуска насосной установки изменяется в пределах от 1064 до 1301 м при среднем значении 1178 м. Динамический уровень в скважинах находится в пределах от 977 до 1282 м при среднем значении 1101 м. Расчетная минимальная допустимая глубина погружения насосов под динамический уровень составляет от 136 до 255 м. Фактическое среднее значение забойного давления составляет 2,2 МПа (Рзаб min=0,3МПа, Рзаб max=4,9МПа), что обеспечивает депрессию на пласт в пределах от 0,8 до 7,6 МПа. Механизированная добыча нефти и газа с использованием УСШН является основным рекомендуемым способом эксплуатации, поскольку фактические и прогнозные дебиты лежат в области применения этих насосов. Также можно отметить, что в области подач от 1 до 25 м3/сут УСШН имеют более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 25 м3/сут, он может достигать максимального значения (36 %). В области больших подач (свыше 25 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 45 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области низких подач КПД УЭЦН резко падает. По возможности организации дистанционного контроля состояния, а также регулирования производительности, УЭЦН превосходит штанговые насосы. Дальнейшую эксплуатацию скважин Гарного месторождения рекомендуется проводить при помощи штанговых глубинных насосов (УСШН) при дебитах до 25 м3/сут, электроцентробежных насосов (УЭЦН) при дебитах свыше 17 м3/сут. 2.1.1 Характеристика добычи нефти механизированным способом в условиях Гарного месторождения. Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность. Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти. В настоящее время ШНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000... 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут. В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м. Содержание воды не более 99%, содержание сероводорода не более 50 мг/л. Комплектность ШНУ; подземное оборудование: - Колонна НКТ - Колонна НШ - Насосы типа НВ (насос вставной), НН (насос невставной) Наземное оборудование: - СК (станок-качалка) - ПШГН (привод штанговых глбинных насосов) - Устьевое оборудование УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом - станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса. Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке. Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии. Устьевая арматура имеет выкидной монифольд, монифольд затрубного пространства, а также сальниковое устройство, через которое проходит полированный шток. Подземное оборудование включает колонну штанг, предназначенную для передачи возвратно-поступательного движения головки балансира плунжеру глубинного насоса, а также для восприятия нагрузок, действующих на штанги в течение насосного цикла. Имеется колонна НКТ, на нижнем конце которой закреплен цилиндр насоса. Плунжер глубинного насоса имеет один или два нагнет/ательных клапана, а цилиндр насоса — всасывающий клапан. К приему насоса закреплен хвостовик. Цилиндр скважинного насоса имеет различное конструктивное оформление, а внутренняя его поверхность тщательно обработана, равно как и наружная поверхность плунжера. Вместе они составляют пару трения. Штанговые (глубинные) насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные и вставные. В каждой из этих групп насосы изготовляют различных типов, отличающихся конструктивными особенностями, габаритами, устройством плунжера. Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы (цилиндр и плунжер) спускаются в скважину раздельно: цилиндр—на насосных трубах, а плунжер 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 с плунжером) на насосных штангах и извлекают его на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно н скважине; их извлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике бывает редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного, кроме того, при использовании такого насоса меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса. Принцип действия СШНУ При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно- шатунному механизму, преобразующему вращательное движение ведомого вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной штанг плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При движении плунжера вверх всасывающий клапан под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей НКТ. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит через полый плунжер в надплунжерное пространство. Таким образом, при ходе плунжера вверх одновременно происходят всасывание в цилиндр насоса и подъем ее в НКТ, а при ходе вниз – вытеснение жидкости из цилиндра в полость НКТ. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в НКТ и постепенно поднимается к устью скважины. Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть. 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, которая сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано с самим процессом эксплуатации. К подземному оборудованию относятся: а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН) б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность е) клапан обратный, исключающий переток жидкости из НК'Г через насос во время остановки насоса и его обратное вращение, облегчает запуск двигателя ж) клапан сливной, обеспечивающий выход жидкости из НКТ перед подъемом установки К наземному оборудованию относятся: а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования дебита поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спускоподъемных операциях. Принцип действия УЭЦН следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинает вращаться вал двигателя и насоса. Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение. Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток частицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к периферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией – энергией движения. Для преобразования этой энергии в потенциальную – энергию давления – служат специальные направляющие устройства, которые состоят из системы фигурных лопаток. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень. Затем поступающая жидкость направляется в НКТ к устьевому оборудованию. 2.1.2 Причины и условия образования гипсоотложений Гипс — минерал, водный сульфат кальция. Волокнистая разновидность гипса называется селенитом, а зернистая — алебастром. Один из самых распространенных минералов; термин используется и для обозначения сложенных им пород. Гипсом также принято называть строительный материал, получаемый путем частичного обезвоживания и измельчения минерала. Образование гипсовых отложений происходит в скважинах, объектом разработки которых являются девон и карбон. Структуры отложений в скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты, приуроченные к продуктивным пластам девона и нижнего карбона, изучены разными авторами, в том числе Ю.В. Антипиным и В.Е. Кащавцевым с соавторами. По результатам исследований ими выделены осадки трех характерных видов: плотные микро- и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков не удается выделить отдельно слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов. В ряде случаев такие осадки имеют накипеобразный характер. Плотные осадки с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5–12 мм с включением твердых и жидких углеводородов. При поперечном срезе образца отложений из оборудования хорошо различим слой микрозернистого осадка призматического или игольчатого строения. Плотные крупнокристаллические осадки. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами длиной 12–25 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В поперечном разрезе у этих отложений также можно заметить у стенки оборудования более плотный слой, а по мере удаления от поверхности соприкосновения с оборудованием доля крупных кристаллов увеличивается. Отложения всех трех видов образуются в НКТ, хвостовиках, устьевой арматуре, насосном оборудовании, клапанных узлах различного назначения, оборудовании системы сбора и подготовки нефти и воды. Крупнокристаллические осадки в исследовавшихся условиях не обнаружены в клапанах, приемных фильтрах насосов и на штангах. Это свидетельствует о том, что кроме прочих факторов на структуру образующихся кристаллов гипса существенное влияние оказывает режим движения газожидкостной смеси. Толщина отложений зависит от интенсивности и времени осадконакопления. Из опыта добычи обводненной нефти известны случаи образования мощных пробок из гипсовых отложений в НКТ длиной до нескольких сот метров, при этом практически полностью перекрывается проходное сечение труб. 2.1.3 Влияние отложений на работу скважины и насосного оборудования Влияние свободного газа | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||