Мероприятия по борьбе с АСПО в добывающих скважинах оборудованных ШСНУ на Степановском месторождении

Содержание Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

2. Техническая часть

2.1 Общие сведения о методах борьбы с АСПО

2.2 Характеристика используемого оборудования

2.3 Анализ проводимых мероприятий борьбы с АСПО на Степановском месторождении

2.4 Специальный вопрос. Анализ добывных возможностей скважин и технологических режимов

3. Организационная часть

3.1 Охрана недр и окружающей среды

3.2 Охрана труда и техника безопасности

3.3 Противопожарные мероприятия Заключение Список использованной литературы

Введение

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термои гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО — актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

Многие глубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях ООО «Лукойл-Пермь» ЦДНГ-2 Степановского месторождения, эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубах откладывается парафин. На Степановском месторождении применяются различные методы депарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.

нефтегазоносность скважина добывной отложение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении Степановское нефтяное месторождение относится к Дубовогорской разведочной площади. Оно было открыто в 1966 г., принадлежит к Куединской группе месторождений Чернушинского территориального нефтяного района. Промышленные запасы нефти установлены в турнейских, малиновских, яснополянских, башкирских и верейских отложениях и приурочены к пластам Т, Мл, Бб₂, Бб₁, Тл_2б, Тл_2а, Тл_1в, Бш, В₃В₄. Эксплуатацию месторождения ведёт ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» (лицензия ПЕМ № 835).

В январе 1966 года при бурении первой разведочной скважины № 2 были получены притоки нефти из тульского, малиновского и турнейского пластов. Поисково-разведочное бурение проводилось до 1968 года.

Разбуривание месторождения эксплуатационным фондом начато в 1981 г. В 1985 г. месторождение введено в промышленную разработку.

В административном отношении Степановское месторождение расположено в северо-восточной части Куединского района Пермского края, в 165 км южнее краевого центра г. Перми.

Ближайшими нефтяными месторождениями являются Дубовогорское, находящееся в семи километрах северо-западнее, и Красноярско-Куединское, расположенное в 16 км юго-западнее. На юго-востоке от Степановского месторождения расположена Чернушинская группа месторождений.

К крупным населённым пунктам в описываемом районе следует отнести районный центр — посёлок Куеда, расположенный в 14 км юго-западнее месторождения, а так же деревни Дубовая гора, Бикбарда. В непосредственной близости с месторождением находятся деревни Степановка и Михайловка.

Связь с краевым центром осуществляется от станции Куеда Горьковской железной дороги через г. Свердловск, а также автотранспортом по тракту Пермь — Крылово — Чернушка — Куеда.

На месторождении принята групповая герметизированная схема сбора и транспорта нефти и газа. Продукция скважины под давлением штанговых насосов по выходным нефтепроводам подаётся на ГЗУ, откуда газонефтяная смесь поступает на существующую сепарационную установку (НГСП), где происходит первая ступень сепарации нефти и газа. Отсепарированная нефть по существующему нефтепроводу «Степановка-Куеда» транспортируется на Красноярско-Куединскую УКПН для подготовки и дальнейшего транспорта на головные сооружения НПС «Чернушка». Транспорт газа осуществляется по существующим газопроводам «Куеда-Чернушка» и «Чернушка-Пермь» на ПГПЗ.

Электроснабжение промысловых потребителей предусматривается на напряжении 6 кВ от подстанции 110/6 кВ «Слудка» по радиальным сетям. Питающие электросети 6 кВ — воздушные.

Производственное водоснабжение Степановского месторождения осуществляется по водоводу «Куеда-Степановка». Хозяйственно-питьевое водоснабжение объектов НГСП «Степановка» предусматривается от двух артезианских скважин. Бытовые сточные воды локальной очистки используются в системе заводнения месторождения.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура воздуха по данным метеорологической станции Чернушка составляет + 1,5^оС. Средняя температура наиболее холодной пятидневки минус 35^оС. Средняя температура наиболее холодных суток минус 39^оС. Продолжительность периода со средней суточной температурой ниже 0^оС — 170 дней. Абсолютный минимум температуры воздуха минус 40−50 ^оС (январь), максимум + 38−40 ^оС (июль). Среднегодовое количество осадков составляет 667 мм. Максимальная глубина промерзания почвы с естественным покровом — 126 см. Средние даты образования и разрушения устойчивого снежного покрова — 9.11 — 19.04. Преобладающее направление ветра — южное и юго-западное.

В геоморфологическом отношении район расположен в пределах поверхности размыва Приуралья, характеризующейся полого-холмистым рельефом, на юго-западных склонах водораздела рек Буй и Быстрый Танып.

Рельеф местности холмистый, сглаженный, осложнённый слаборазвитыми логами и долинами рек. Водной артерией месторождения является река Лагуш и ручьи. Река Лагуш, протекающая в южной части месторождения, имеет хорошо выраженную заболоченную пойму. Берега пологие.

Из древесной растительности преобладают ель, пихта, ольха, вяз.

Из полезных ископаемых, кроме нефти и газа в Куединском районе имеются строительные материалы: гравий, песок, песчанистые глины и суглинки.

Гравий и песок, залегающие в речных долинах и террасах, используются в дорожном строительстве.

Суглинки и песчанистые глины, имеющие широкое распространение на площади, идут на изготовление кирпичей. Малопесчанистые глины пригодны для приготовления бурового глинистого раствора.

1.2 Стратиграфия Геологический разрез Степановского месторождения изучен по материалам структурных, поисковых, разведочных и проектных скважин от четвертичных отложений до вендского комплекса и является характерным для месторождений юга Пермской области. Максимальная глубина — 2197 м — вскрыта в скважине 2.

Стратиграфические горизонты выделялись с использованием керна и данных ГИС согласно унифицированной схеме Волго-Уральской провинции 1988 года.

Протерозойская группа Pr

Вендский комплекс V

Вендские отложения вскрыты в одной скважине 2, представлены алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами и песчаниками. Вскрытая толщина 83 м.

Палеозойская группа Pz

Девонская система D

Девонские отложения несогласно залегают на породах вендского комплекса и представлены средними и верхними отделами.

Средний отдел D2

Живетский ярусD2g

Живетский ярус представляет собой алевролито-песчано-аргиллитовые отложения толщиной 10−12 м.

Верхний отдел D3

Верхнедевонский отдел представлен франским и фаменским ярусами.

Франский ярусD3f

Франский ярус выделяется в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов.

Нижний подъярус Нижнефранский подъярус сложен отложениями пашийского и тиманского горизонтов.

Пашийский горизонт D3ps

Породы пашийского горизонта терригенные: песчаники, алевролиты, аргиллиты. Толщина 10−11 м.

Тиманский горизонт D3tm

Тиманский горизонт сложен терригенно-карбонатными породами толщиной 17−27 м. В терригенной части горизонта отмечены нефтепроявления по керну.

Средний подъярус Отложения среднего отдела франского яруса (саргаевский и доманиковский горизонты) представлены известняками черными, прослоями битуминозными толщиной 27−33 м.

Верхний подъярус Верхнефранские отложения литологически сложены известняками тёмнои коричневато-серыми, с битуминозными прослоями, толщиной до 240 м.

Фаменский ярусD3fm

Фаменский ярус сложен известняками желтовато-серыми, доломитизированными, окремнелыми и доломитами коричневато-серыми толщиной до 507 м.

Каменноугольная система C

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним, верхним.

Нижний отделC1

Нижний отдел каменноугольной системы состоит из трёх ярусов — турнейского, визейского и серпуховского.

Турнейский ярус C1t

Разрез турнейского яруса представлен мощной толщей карбонатных пород — известняков тонко-, мелкозернистых, участками пористых, крепких, плотных. К известнякам турнейского яруса приурочена залежь нефти. Толщина яруса 52−69,5 м.

Визейский ярус C1v

Визейский ярус представлен нижним, средним и верхним подъярусами.

Нижний подъярус представлен радаевским горизонтом, тульским и бобриковским горизонтами.

Радаевский горизонт C1rd

Радаевские отложения толщиной 16−32 м представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников, к пористым разностям которых приурочена залежь нефти.

Средний подъярус включает в себя бобриковский и тульский горизонты.

Бобриковский горизонт C1bb

Бобриковский горизонт представлен переслаиванием песчаников нефтенасыщенных, с прослоями алевролитов и аргиллитов толщиной от 15 м до 23 м. К отложениям бобриковского горизонта приурочена залежь нефти.

Тульский горизонт C1tl

Тульский горизонт состоит из верхней карбонатной tlк и нижней терригенной пачки tlт.

Терригенная пачка сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами толщиной от 41,5 м до 69 м. К отложениям терригенной части тульского горизонта приурочены залежи нефти.

Толщина карбонатной пачки 23,5 — 43 м.

Верхний подъярус визейского яруса представлен мощной толщей доломитов с включениями кремния и ангидрита, переходящими в доломитизированные известняки серпуховского яруса общей толщиной 248−296 м.

Средний отдел C2

Башкирский ярусC2b

В среднекаменноугольном отделе выделяются башкирский ярус (63−77 м), несогласно залегающий на серпуховских отложениях, представленный известняками зернистыми, органогенными с примазками голубовато-зеленой глины. К отложениям башкирского яруса приурочена залежь нефти.

Московский ярус C2mk

Породы московского яруса подразделяются на нижний подъярус и верхний подъярус.

В состав нижнего подъяруса входят: верейский и каширский горизонты.

Верейский горизонт C2vr

Верейские отложения, толщиной 56−59 м, представлены переслаиванием, тёмно-серых известняков и слюдистых аргиллитов.

Каширский горизонт C2ksv

Серые известняки, зеленовато серые, мелкозернистые и серые доломиты толщиной 45−51 м.

Верхний подъярус состоит из подольского и мячковского горизонта.

Подольский горизонт C2pd

Представлен отложениями серых доломитов и известняков толщиной 102−111 м.

Мячковский горизонт C2msv

Известняки светло-серые, тёмно-серые, с коричневатым оттенком, мелкозернистые, плотные и доломиты серые, зернистые с ангидритами, толщиной до 90 м.

Верхний отдел C3

Верхнекаменноугольные отложения имеют карбонатный тип разреза и сложены доломитами и известняками, часто каверзно-трещиноватыми. Толщина верхнего отдела 119−185 м.

1.3 Тектоника Степановское месторождение, приуроченное к одноимённому поднятию, в тектоническом отношении находится на Дубовогорской террасе, осложняющей северный склон Башкирского свода.

Степановское поднятие относится к турнейским рифогенным сооружениям и расположено в южной части террасы. Сводовая его часть находится в 2,5 км к северо-западу от д. Степановка.

По кровле иренского горизонта Степановская структура представляет собой куполовидное поднятие размерами по замкнутой изогипсе минус 70 — 1,45×1,45 км, амплитудой 11 м. Угол падения наиболее крутого северо-западного крыла 1^о38?. Юго-восточное крыло более пологое 0^о53?. Наивысшая отметка кровли иренского горизонта (- 59 м) фиксируется в купольной части скважинами 2 и 120. Структура вытягивается на юг и размеры её по изогипсе минус 80 м составляют 2,15×4,7 км.

По кровле верейского горизонта выделяется Степановское поднятие, представляющее собой куполовидное поднятие, размеры которого в пределах замыкающей изогипсы минус 840 м, составляют 1,8×1,8 км. Амплитуда увеличивается до 31 м. Возрастают и углы падения крыльев: северо-западное крыло 3^о49?, юго-восточное — 3^о16?. Наивысшее положение кровли верейского горизонта (- 809 м) отмечается в скважине 110.

В районе скважины 13 намечается небольшое поднятие по изогипсе минус 840 м размером 0,5×0,3 км. Амплитуда поднятия 1,4 м.

На структурном плане по кровле тульских терригенных отложений Степановское поднятие представляет собой купол со сводом в районе скв. 110. В пределах замкнутой изогипсы минус 1260 м размеры его составляют 1,77×1,8 км, амплитуда 67,7 м. Форма поднятия выражена более чётко, увеличивается наклон крыльев. Угол падения северо-западного крыла — 11?19?, юго-восточного — 7?8?.

В районе скв. 13 намечается небольшое поднятие со сводом, смещённым на север относительно верейского структурного плана. Размеры поднятия по замыкающей изогипсе минус 1260 м составляют 0,44×0,3 км.

По кровле турнейского яруса также выделяется Степановское куполовидное поднятие. В пределах замкнутой изогипсы минус 1310 м. Размеры его составляют 1,74×1,8 км. Угол наклона северо-западного крыла — 13^о37?, юго-восточного — 7^о17?. Амплитуда возрастает до 76,2 м.

Поднятие, намечаемое в районе скв. 13, сконтурено изогипсой — 1310 м и имеет размеры 0,43×0,28 км.

Сопоставляя структурные планы по различным горизонтам, можно сделать следующие выводы:

Степановская структура по характеру образования относится к тектоно-седиментационной.

Структура чётко прослеживается от турнейских до кунгурских отложений. По терригенным отложениям кыновского горизонта намечается малоамплитудный структурный мыс.

Амплитуда поднятия вверх по разрезу значительно уменьшается.

1.4 Нефтегазоносность В результате детальной корреляции ГИС пробуренных скважин согласно номенклатуре пластов Пермского Прикамья в разрезе Степановского месторождения установлена промышленная нефтеносность в отложениях нижнего карбона (карбонатный пласт Т, терригенные пласты Мл (Рд), Бб₂, Бб₁, Тл_2-б, Тл_2-а, Тл_1-в) и в отложениях среднего карбона (карбонатные пласты Бш, В₃).

Ниже приводится характеристика пластов и нефтяных залежей, выделенных в нефтеносном разрезе.

Девонская система Отложения девонской системы вскрыли три скважины: 2, 6, 7.

По промыслово-геофизическим данным кыновский пласт Д₀ сложен аргиллитами, в пашийских и живетских отложениях выделяются проницаемые пласты Д₁ и Д₂, представленные алевролитами с прослоями аргиллитов. При опробовании в процессе бурения пласта Д₁ в скв. 6 притока не получено, в скв. 7 получена вода. Пласты Д₁ и Д₂ были испытаны вместе в скв. 7, получен глинистый раствор.

Пласт Т

Основным промышленно-нефтеносным объектом на Степановском месторождении является пласт Т. В исследуемом интервале продуктивными являются турнейские карбонатные породы, облегающие нижележащие фаменские рифогенные образования. Разрез турнейской толщи по керну представлен чередованием пористых и уплотненных разностей известняков и доломитов.

Промышленная нефтеносность пласта Т установлена в разведочный период в скважине 2, где при испытании в колонне получили дебит нефти от 18,8 до 50,5 т/сут (на трех режимах ГДИ) и подтверждена результатами его продолжительной эксплуатации в 22 добывающих скважинах.

Оценить емкостно-фильтрационную характеристику продуктивной части турнейского разреза по керновым данным крайне сложно, так как вынос керна из продуктивной части этих отложений составляет 14,1% от проходки в 8 скважинах. По имеющимся данным нефтенасыщенная часть разреза по керну имеет относительно невысокие коллекторские свойства, составляя в среднем: пористость — 11,9%, проницаемость — 11*10^-3 мкм², в водонасыщенной части — 11%, и 78*10^-3 мкм², в неэффективной подошвенной части разреза отмечались секущие трещины, заполненные сульфатами.

Геофизическая характеристика разреза изучена достаточно подробно, так как пласт вскрыт в 94% пробуренного на месторождении фонда скважин в связи с углублением проектных скважин вышележащих пластов, при этом плотность сетки скважин при разбуривание в контуре нефтеносности нижележащего объекта — пласта Т, составила 3,9 га/скв.

В центральной части залежи в подошве продуктивного разреза по ГИС в 50% скважин выделяется плотный раздел толщиной от 13,5 м до 33 м, отделяющий турнейскую нефтяную часть разреза от водоносной. Ранее, при оперативном подсчете запасов нефти, в пределах турнейских отложений были выделены три пласта. Анализ комплекса ГИС исследуемого разреза показывает плохую коррелируемость разреза. В связи с этим, турнейские отложения в последнем подсчете запасов нефти рассматриваются как единая гидродинамическая система, классифицируя ее как пластово-сводовую залежь.

От вышележащего радаевского пласта верхняя проницаемая часть пласта Т отделяется плотным разделом толщиной от 3 до 24 м.

Общая толщина пласта находится в пределах 52,2 — 62,9 м, в среднем равна 55,9 м. Эффективная толщина изменялась по скважинам от 7,6 до 24,6 м, средняя составляет 18,1 м. Отношение эффективной толщины к общей составляет 0,324.

Турнейские отложения имеют высокую расчлененность. В составе пласта Т выделяют до 32 проницаемых прослев толщиной от 0,4 до 3,5 м. Коэффициент расчлененности в среднем равен 21.

Пласт Т на поднятии вскрыт при бурении в 66 скважинах, его испытание в колонне в разведочный период (1966;68 гг.) проведено в трех скважинах, из которых в скважине 2, пробуренной в сводовой части поднятия, получен приток безводной нефти дебитом от 18,8 до 50,5 т/сут, в скважинах 8 и 13, попавших за контур нефтеносности, получены притоки воды дебитом 38,5 м³/сут и 5,9 м³/сут соответственно.

Промышленная значимость залежи пласта Т подтверждена результатами опробования 22 добывающих скважин, вступивших в эксплуатацию с дебитами нефти от 2,6 до 24,0 т/сут.

Водонефтяной контакт определяется как по скважинам, пробуренным в разведочный период, так и по 10 добывающим скважинам, пробуренным в начальные годы разработки (до 1988 г.) в краевой части залежи. По 11 скважинам по ГИС подошва нефти с учетом проницаемого пропластка находится на абсолютных отметках от -1312,2 м до -1313,1 м, что позволяется принять начальное положение ВНК на абсолютной отметке -1313 м.

Размеры залежи в пределах ВНК равны 4,25×4,25 км, этаж нефтеносности составляет 79,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 22 м, в среднем равна 10,1 м, средневзвешенная по объему величина — 12,2 м.

Радаевский горизонт, пласт Рд

В радаевском горизонте, представленного терригенными отложениями, выделяется проницаемый пласт Мл, общая толщина которого изменяется от 16 до 32 м. От вышележащего пласта Бб₂ пласт Мл отделен аргиллитовым разделом толщиной 3−5 м, чаще 3 м. В 13,8% скважин пласт Мл замещен плотными породами, в 21,8% имеет толщину <2 м. Зона отсутствия коллекторов и низких толщин распространена в южной части структуры, в связи с чем в разработке находится северная часть пласта.

Промышленная нефтеносность доказана опробованием в разведочной скважине 2 и последующей эксплуатацией в колонне в 19 скважинах, в которых получены дебиты нефти от 2 т/сут до 13 т/сут.

Эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 16 м, в среднем равна 5,6 м. Имеет место ее увеличение, как и общей толщины, в северо-восточном направлении (до 12−16 м в скважинах 127, 136, 137, 143). Отношение средней эффективной толщины к общей равно 0,38. Пласт Мл в зоне эффективных нефтенасыщенных толщин >4 м, где расположен основной фонд добывающих скважин, состоит из 2−5 пропластков толщиной от 0,4 до 6,6 м, в среднем коэффициент расчлененности равен 2,7.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1307 м по ГИС 10 скважин и результатам испытания в колонне в 6 из них.

Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 4,5×4,5 км, этаж нефтеносности 84,7 м.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 до 16 м, в зоне разработки от 4 до 16 м и в среднем составляют 5,4 м и 6,9 м соответственно. Средневзвешенная по объему нефтенасыщенная толщина в целом по месторождению равна 4,9 м.

Бобриковский горизонт, пласт Бб₂

Пласт Бб₂ залегает в нижней части бобриковского горизонта и отделяется от вышележащего пласта Бб₁ аргиллитами толщиной в 2−3 м, вскрыт при бурении в 66 скважинах. В северо-восточной, центральной и юго-восточной частях структуры пласт замещается плотными породами в 56% скважин. На остальной части площади состоит из 1 проницаемого прослоя толщиной 0,8−3,2 м.

Общая толщина пласта колеблется в пределах 5,2 — 9,8 м, составляя в среднем 7,6 м. Эффективная толщина изменяется от 0,8 м до 3,2 м, наибольшие значения отмечаются на западе Степановского поднятия и в районе скважины 13. Коэффициент песчанистости — 0,18, коэффициент расчлененности — 1.

Пласт Бб₂ промышленно нефтеносен на Степановском поднятии и на небольшом, экранированном с трех сторон поднятии в районе скв.13, что подтверждается получением нефти в скв.13, 118, 119, 124, 126, 140. Начальные дебиты нефти при испытании 2,8 т/сут — 10,4 т/сут.

Водонефтяной контакт на Степановском поднятии принят на абсолютной отметке -1301 м, а в районе скважины 13 -1302 м по результатам ГИС в девяти скважинах и испытании в шести из них.

Тип залежи на Степановском поднятии — пластовая сводовая литологически экранированная с северо-востока и юга. Размеры залежи в пределах ВНК 4,5×4,5 км, этаж нефтеносности 84,3 м.

Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 3,2 м, при средневзвешенной по объему 1,5 м.

Размер залежи в районе скважины 13 — 1,0×0,8 км, этаж нефтеносности 3,4 м. Залежь пластовая сводовая.

Пласт Бб₁

Пласт Бб₁ залегает в верхней части бобриковского горизонта и отделается от вышележащего пласта Тл_2-б плотным разделом толщиной 5−9м.

В юго-западной части и частично в центре месторождения пласт замещен плотными породами (30%), в остальных скважинах состоит, в основном, из одного пропластка толщиной от 0,6 до 2,4 м, чаще 1 — 1,2 м. Общая толщина пласта, изменяясь от 7,1 до 12,8 м, в среднем равна 9,8 м. Эффективная толщина меняется от 0,6 до 3,8 м, в среднем ее значение равно 1,3 м. Наибольшее ее значение наблюдается на северо-западе структуры.

Коэффициент песчанистости равен 0,13, коэффициент расчлененности 1,1.

Нефтеносность пласта установлена результатами испытания в скважине 141, в которой получена нефть дебитом 3,7 т/сут и при совместном испытании с пластами Бб₂ и Тл_2-б в скважине 126.

Водонефтяной контакт принят по ГИС десяти скважин с учетом результатов испытания и находится на абсолютной отметке -1290 м .

Тип залежи — пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 4,5×4,5 км, этаж нефтеносности 77,8 м.

Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны Степановского поднятия изменяется от 0,6 до 3,8 м, при средневзвешенном по объему значении 1,2 м.

Тульский горизонт, пласт Тл_2-б

Пласт залегает в нижней части терригенных отложений тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл_2-а отделяется плотным разделом толщиной 4−8 м. В западной, северо-западной и юго-восточной частях поднятия, а также в районе скважин 103, 171 в центре поднятия (20% скважин) пласт полностью замещен плотными породами. В остальных скважинах пласт состоит из 1−3, чаще из 1 пропластков толщиной от 0,8 до 5,2 м.

Общая толщина пласта составляет 6,8 — 12,1 м, в среднем равна 8,9 м. Эффективная толщина, при ее изменениях от 0,8 м до 5,2 м, в среднем равна 2,2 м. Наибольшее ее значение наблюдается в юго-восточной части структуры.

Пласт состоит из 1 — 2 пропластков, толщиной 0,4 — 1,2 м. Коэффициент песчанистости равен 0,247, коэффициент расчлененности — 1,2.

Пласт Тл_2-б промышленно нефтеносен на Степановском поднятии. Нефтеносность пласта подтверждается результатами испытания скважин 2, 126, 163, 300, в которых получена нефть дебитом 4,2 т/сут — 33,3 т/сут.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1260 м, по результатам ГИС в 10 приконтурных скважинах с учетом результатов испытания.

Тип залежи — пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 3,75×3,25 км, этаж нефтеносности 55,9 м.

Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,8 до 5,2 м, при средневзвешенной по объему 2,1 м.

Тульский пласт Тл_2-а

Пласт залегает в кровле терригенной части тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл_1-в отделяется плотным разделом толщиной в 2 м.

В 15% скважин пласт замещен плотными породами (в виде отдельных линз).

Общая толщина пласта колеблется от 4,6 до 9,4 м, чаще составляет 7−9 м, в среднем равна 7,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 до 4,4 м. Наибольшая отмечена на юго-востоке структуры (скв. 142, 141, 128), ее среднее значение равно 1,7 м. В пласте выделяются 1−2, реже 3 пропластка толщиной 0,6−4,4 м.

Коэффициент песчанистости равен 0,218 коэффициент расчлененности — 1,9.

Пласт Тл_2-а промышленно нефтеносен на Степановском поднятии, что подтверждают результаты испытания скважин 128, 129, 141, в которых получена нефть дебитом 2,8 — 3,4 т/сут.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1268 м по ГИС 11 приконтурных скважин и результатам испытания.

Тип залежи — пластовая сводовая. Размеры залежи 5,0×4,75 км, этаж нефтеносности 72,9 м.

Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,5 до 3,6 м, при средневзвешенной по объему 1,4 м.

Тульский пласт Тл_1-в

В кровле терригенной части тульского горизонта выделяется проницаемый пласт Тл_1-в, пласт не выдержан по площади. В 58% пробуренных скважин он замещен плотными породами.

Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 8,3 м и составляет в среднем 5,4 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 м до 1,0 м, составляя в среднем 0,8 м, наибольшее значение в скважине 140 на востоке структуры и представлена, в основном, одним пропластком.

Коэффициент песчанистости равен 0,148, коэффициент расчлененности 1.

Нефтяные залежи выделены на Степановском поднятии, а так же в районе скв.13. Нефтеносность их подтверждена результатами испытания скв.13, в которой получена нефть дебитом 1,4 т/сут. На Степановском поднятии испытания в колоне не проводились.

Водонефтяные контакты для залежи Степановского поднятия и залежи в районе скважины 13 предлагается принять на абсолютных отметках -1257 м и -1264 м соответственно.

Залежь на Степановском поднятии относится к типу пластовой сводовой литологически экранированной, в районе скважины 13 — водоплавающая.

Размеры залежи на Степановском поднятии 3×3 км, этаж нефтеносности 72,9 м, в районе скв.13 — 1,0×0,75 км, этаж нефтеносности 3,8 м.

Нефтенасыщенная толщина пласта Тл_1-в на Степановском поднятии, изменяясь от 0,6 м до 1 м, в среднем равна 0,8 м. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважиной 13 равна 0,6 м.

Башкирский пласт Бш

Проницаемый пласт Бш, в разрезе которого на большинстве месторождений Пермского Прикамья прослеживается три пласта (сверху вниз: Бш₁, Бш₂, Бш₃) на Степановском месторождении по данным ГИС нефтеносен, в основном в верхней части разреза (пласт Бш₁, а в сводовых скважинах частично так же пласт Бш₂). Эта часть разреза освещена результатами опробования в скважинах 13, 400, 401, по которым установлено, что они являются единой гидродинамической системой с единым ВНК.

Общая толщина пласта (Бш₁+Бш₂) с учетом аналогов равна 36,4 — 73,5 м (средняя — 54,5 м), толщина эффективной части 1,8 — 20,4 м (средняя 10,2 м). Наибольшие значения эффективной толщины отмечены в центральной части поднятия (скв.115, 148, 110, 200, 132, 106).

В составе пласта выделяется от 1 до 15 проницаемых прослоев, толщиной от 0,4 до 2,6 м. Отношение эффективной толщины к общей равно 0,18, коэффициент расчлененности 11,9.

К пласту Бш приурочено две залежи нефти: на Степановском поднятии и на поднятии в районе скважины 13. Промышленная нефтеносность этих залежей подтверждается результатами испытания в колонне скважин 13, 400 и 401, в которых получены притоки нефти 1,6 — 1,7 т/сут, в процессе эксплуатации дебиты нефти после проведения мероприятий в ПЗП доходили до 9 — 13 т/сут.

Водонефтяной контакт на Степановском поднятии по ГИС и результатам опробования принят на абсолютной отметке -901 м. Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры залежи в пределах ВНК 4,25×4,25 км, этаж нефтеносности составляет 33,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина закономерно уменьшается от свода залежи к периферии и составляет 0,6 — 9 м при среднем значении 4,1 м и средневзвешенном значении по объему — 3,5 м.

Водонефтяной контакт залежи в районе скв.13 принят на абсолютной отметке -903. Залежь нефти пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры залежи в пределах принятого ВНК 1,3×0,8 км, этаж нефтеносности 4,5 м. Значения нефтенасыщенной толщины изменяются от 0,8 до 1,6 м, при средневзвешенном по объему значении 0,8 м.

Верейский пласт В₃

В подошве верейского горизонта согласно номенклатуре пластов Пермского Прикамья по ГИС и опробованию выделяются проницаемые пласты В₃ и В₄. Так как плотная перемычка между пластами небольшая (2 м), то они как правило рассматриваются как единое целое В₃+В₄.

Как показал анализ материалов, проницаемый пласт В₄ присутствует в 21% скважин, эффективная толщина его колеблется от 0,6 до 1,2 м, во всех скважинах пласт водонасыщен. В остальных 79% скважин пласт замещен плотными породами. Следует отметить, что ни в одной скважине он не испытан.

В настоящем отчете рассматривается продуктивный пласт в объеме пласта В₃.

Общая толщина пласта с учетом аналогов выдержана в пределах 8,1- 9,3 м, лишь в одной скважине 123 пласт замещен полностью плотными породами. Наибольшие значения эффективной толщины отмечены в центральной части месторождения.

В составе пласта выделяется 1−4 проницаемых пропластка, чаще — 3, толщиной от 0,4 м до 3,8 м. Отношение эффективной толщины к общей равно 0,423, коэффициент расчлененности 2,9.

К пласту В₃ приурочено две залежи нефти: на Степановском поднятии и в районе скважины 13.

Водонефтяной контакт залежи на Степановском поднятии принят на абсолютной отметке -864 м по результатам ГИС 14 скважин и результатам испытания трех из них.

Размеры залежи в пределах принятого ВНК 3,4×3,2 км, этаж нефтеносности 22 м. Залежь нефти пластовая сводовая. Значения нефтенасыщенной толщины в составляют 0,6 — 5,0 м, при средневзвешенной величине 3,1 м. Объем нефтяной зоны составляет 77,1%, водонефтяной 22,9%.

Водонефтяной контакт для залежи в районе скважины 13 принят на абсолютной отметке -879 м. Размеры залежи в пределах ВНК 1,4×1,0 км, этаж нефтеносности 6,5 м. Тип залежи — пластовая сводовая, средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины равно 2,1 м.

2. Техническая часть

2.1 Общие сведения о методах борьбы с АСПО Наиболее часто АСПО образуются в скважинах имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м ³/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

— подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперстности водонефтяного потока;

— применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

— применение НКТ с покрытием;

— установка скребков на штангах;

— увеличение производительности глубинных насосов, т. е. увеличение скорости подъема жидкости.

Подбор режима откачки предусматривает такие условия, чтобы предотвратить отложения парафина, В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100 м., увеличивает температуру на приеме насоса на 3−4? С), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира, за счет дополнительного веса штанг.

Инженерно-технологическая служба цеха планирует и осуществляет мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной разработки месторождения, наличие тех или иных технических средств, химических реагентов и т. д. Интегральными критериями при выборе метода борьбы с АСПО являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на одну скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации, исходя из накопленного опыта, могут быть сделаны.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов: механические, химические, физические, применение защитных покрытий.

Механические методы Для категорий скважин, в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа, наиболее дешевым и технологически эффективным является применение механического метода борьбы с АСПО:

— магнитные аппараты;

— скребки — центраторы.

При применении механического метода борьбы с АСПО необходимо учитывать возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах, в частности возможность роста частоты обрывов и отворотов штанг при длительной работе скважин оборудованных скребками.

Для защиты глубинно-насосного оборудования от АСПО в малодебитных скважинах, были опробованны сочетание лифтов с полуавтоматической установкой ПАДУ-3 обеспечивающей очистку лифта скребками.

Тепловые методы Тепловые методы борьбы с АСПО — это периодическая обработка скважин:

— Промывка горячей нефтью с применением специального агрегата АДП.

— Очистка НКТ от парафина бригадой ТКРС перегретым паром от ППУ.

— Промывка лифта скважины горячей водой с добавлением ПАВ.

Главным недостатком первого метода является малая зона прогрева, в следствии потерь тепла в окружающую среду, что делает его не эффективным как самостоятельный на поздней стадии разработки месторождения.

Физические методы К группе физических, относится также метод воздействия на продукцию скважины постоянным магнитным полем создаваемым специальными устройствами — магнитными активаторами.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью ППУ.

Химические методы Наиболее распространенным, методом в этой группе являются промывка скважин нефтедистиллятной смесью, что связано с относительной простотой технологии проведения обработок и доступностью промывочного раствора, в качестве которого используется смесь обезвоженной нефти и дистиллята в различных соотношениях.

2.2 Характеристика используемого оборудования Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин метод промывки. При промывке горячей нефтью, горячей водой с моющими элементами и паром используются автоцистерны и промывочные агрегаты.

Доставка промывочного раствора на скважину осуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН-7,5−5334, АЦН-11−257, АЦ-15−5320/8350, АЦ-16П.

Таблица 1 — Техническая характеристика автоцистерн показана

Рисунок 1. Нефтепромысловая автоцистерна АЦН-11−257

рисунок 1: 1 — цистерна; 2 — установка искрогасителя; 3 — установка фары и тахометра; 4 — автошасси КрАЗ-257 131А; 5 — огнетушитель ОУ-2; 6 — насосный блок; 7 — система самовсасывания; 8 — манифольд.

Для промывки скважин применяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосные установки УН1−100×200, УН1Т-100×200. Все агрегаты имеют трубки высокого давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательной линии.

Таблица 2 — Техническая характеристика ЦА-320М

Рисунок 2 — Цементировочный агрегат ЦА-320М .

1-шасси автомобиля; 2-коробка отбора мощности; 3- блок водоподающий с центробежным насосом; 4- насос НЦ-320; 5- колено шарнирное 50×70; 6- колено шарнирное сдвоенное 50×70; 7- бак мерный с донными клапанами; 8- бачок цементный; 9- манифольд; 10- труба L=4065; 11- труба L=2065;12- труба L=1140.

Техника и оборудование при паротепловой обработке Установка ППУА-1200/100

Предназначена для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземных коммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же при монтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогрева оборудования.

Включает в себя парогенератор, водяную, топливную и воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование и вспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленной на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрыто металлической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.

Рисунок 3 — Фотогрфия установки ППУА-1200/100

Агрегаты АДПМ Предназначены для депарафинизации скважин горячей нефтью. Агрегат, смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ 255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагнетательный насос, системы топливо и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы.

Рисунок 4 — Агрегат АДПМ 12/150

Привод механизмов агрегата — от двигателя автомобиля, где размещены основные контрольноизмерительные приборы и элементы управления.

Нефть, подвозимая в автоцистернах, закачивается насосом агрегата и прокачивается под давлением через нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть подается в скважину, где расплавляет отложения парафина и выносит их в промысловую систему сбора нефти.

ПАДУ-3М Полуавтоматическая депарафинизирующая установка типа ПАДУ-3М предназначена для механической очистки от парафина внутренней полости лифтовых труб фонтанных, компрессорных и оборудованных электрическими погружными насосами нефтедобывающих скважин.

Очистка лифтовых труб от парафина производится скребком, закрепленным на проволоке. Движение скребка вниз осуществляется под действием силы тяжести скребка и груза. Для облегчения движения скребка при спуске сальник ослабляется, а скребок, двигаясь, уменьшается в поперечном сечении. Подъем скребка, осуществляется за счет тягового усилия лебедки.

Рисунок 5 — ПАДУ-3М Установка ПАДУ-3М работает в полуавтоматическом режиме, для чего предусмотрено тормозное устройство. Подъем скребка производится автоматически с помощью электродвигателя. Результаты спуско-подъемных операций скребка заносятся в вахтовый журнал и передаются диспетчеру промысла.

Таблица 3 — Техническая характеристика ПАДУ-3М

Скребки-центраторы Они обеспечивают очистку насосно-компрессорных труб и штанг от парафина. Скребки различных конструкций изготовляются из полимерных материалов Скребки — центраторы жестко фиксируются на теле штанги, а между ними располагаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО с тела штанги, а неподвижные — с внутренней поверхности НКТ.

Скребок — центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функции скребка и предохраняет от износа систему «труба-штанга-муфта».

При применении скребков — центраторов вместе со штанговращателем достигается предотвращение парафинизации и защита от износа насосных штанг, муфт, НКТ. Косые пазы, выполненные по периметру рабочей поверхности скребка, обеспечивают достаточный проток жидкости.

Рисунок 6 — Скребки-центраторы Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. При этом происходит соскабливание парафина со стенок труб в процессе работы скважины.

Срок службы скребка по паспорту 5−7 лет. Результаты показывают, что применение скребков-центраторов весьма эффективно. Об этом свидетельствуют увеличение дебита, увеличение коэффициента эксплуатации оборудования, увеличение межремонтного периода.

Штанги с направленными скребками применяют в сочетании со штанговращателем ШВЛ-10 механического действия.

Штанговращатели ШВЛ-10 обеспечивают медленное поворачивание колонны, штанг и плунжера (на заворот) при возвратно-поступательном движении штока. Штанговращатели применяют при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера насоса, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения на колонне штанг скребков для очистки колонны НКТ от отложений парафина.

Рисунок 7 — Штанговращатель Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6−8 мм) с рамой станкакачалки. Для надежной работы ШВЛ-10 необходимо при монтаже обеспечить такое натяжение каната, соединяющего рычаг штанговращателя с рамой станка-качалки, при котором за один ход устьевого штока соединенный с концом рычага, натягивается и перемещает вверх храповое колесо штанговращателя на один зуб. При движении вниз он ослабляется, а канат натягивается и возвращается в первоначальное положение. Рычаг соединяется канатом диаметром 6−9 мм с рамой станка-качалки.

Установка дозированной подачи химреагента УДПХ Установка предназначена для автоматизированного дозированного ввода химреагентов в трубопроводы промысловых систем сбора, транспорта и подготовки нефти, в трубопроводы системы поддержания пластового давления, в нагнетательные и добывающие скважины с целью защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования от коррозии и предотвращения отложений солей и парафина, деэмульгирования водонефтяной смеси.

Рисунок 8 — Установка блочной (непрерывной) подачи реагента Дозатор реагента глубинный ДРГ Дозатор реагента глубинный типа ДРГ — предназначен для дозировки различных ингибиторов с плотностью менее 1 г/см3 в добываемую нефть на забое нефтяных скважин для растворения парафино-смолистых веществ с целью предотвращения отложения их на внутренних поверхностях эксплуатационных труб (НКТ) и повышения КПД погружных насосов.

Принцип работы дозатора основан на вытеснении реагента из контейнера пластовой жидкостью под действием гидростатического давления через инжекторы. Дозировка реагента регулируется путем замены инжекторов с отверстиями различного диаметра в пределах диаметра от 0,3 до 3 мм.

Дозатор реагента глубинный типа ДРГ устанавливается между контейнером реагента и глубинным насосом (ШГН).

Дозатор позволяет экономно расходовать дорогостоящие реагенты. Реагент дозируется только при работе насоса. При каждом подъёме насоса (при ПРС) контейнер дополняется реагентом.

Автоматизированный саморегулируемый линейный нагреватель АСЛН-1

Предназначен для поддержания температуры потока жидкости по стволу нефтедобывающих скважин в заданных пределах с целью предотвращения образования АСПО на внутренних стенках НКТ. АСЛН-1 конструктивно состоит из нагревательной и электронной частей.

Рисунок 9 — АСЛН-1

Нагревательная часть представляет собой греющий кабель с оконцовочным устройством. Тип кабеля, сечение и материал токопроводящих жил определяются после теплового расчета и зависят, в первую очередь, от режима нефтедобычи, степени вязкости добываемого флюида, интервала и интенсивности отложений АСПО.

Магнитный скважинный активатор Аппараты магнитной обработки предотвращают образование парафина и коррозию в трубопроводе нефтяной скважины или линиях перекачки.

Магнитный активатор изменяет химические, механические и электрические свойства сырья, поскольку оно подвергается воздействию циклических магнитных полей. Эти изменения приводят к изменению температуры кристаллизации парафинов, изменяют кинетику процесса кристаллизации. Аппарат уменьшает или устраняет механическое сцепление вязких парафинов друг с другом, сохраняя эти парафины растворенными.

Физические свойства сырой нефти значительно изменяются аппаратом магнитной обработки.

Удаляет парафиновые отложения и решает проблемы коррозии. Улучшает производительность скважины, исключая затраты на контроль парафинов и время простоя

2.3 Анализ проводимых мероприятий борьбы с АСПО на Степановском месторождении Греющий кабель установлен на скважинах № 171,106,102,146

Рисунок 10 Межочистной период на скважинах № 171,106,102,146 до и после внедрения греющего кабеля Из диаграммы видно, что на скважине № 171 межочистной период увеличился на 305 дней, а на скважинах № 106,102,146 промывки вообще даже не понадобились.

Магнитные активаторы введены на скважинах № 102,401,113.

Штанговые скребки введены на скважинах № 124,147,300.

УБПР в затрубъе установлено на скважинах № 110, 109, 104, 154, 118, 106, 115.

Рисунок 11 Межочистной период на скважинах № 109,107,104,154,118 до и после внедрения УБПР в затрубъе Из диаграммы видно что УБПР в затрубъе существенно влияет на количество промывок в году и тем самым снижает затраты на эксплуатацию данных скважин.

УБПР на прием насоса установлено на скважинах № 107,104,111,154,118,145.

Глубинные дозаторы установлены (ДРГ) на скважинах № 2,300.

2.4 Спецвопрос. Анализ добывных возможностей скважин и технологический режимов Анализ добывных возможностей скважин

1 Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока

м³/ сут*Мпа, (1)

где: Q_ф — фактический дебит, (м3/сут.) Р _пл.— пластовое давление, (МПа) Р _заб— забойное давление, (МПа)

Таблица 3 Данные для расчетов

2 Определение максимально допустимого забойного давления из условия:

(если n_в>50%) (МПа) (2)

(если n_в<50%) (МПа), (3)

где P_нас — давление насыщения (МПа) n_в — обводнённость продукции (%)

Таблица 4 Данные для расчетов

3. Определение максимально допустимого дебита скважин

(м³/МПа * сут) (4)

Таблица 5 Данные для расчетов

4. Определение разности дебитов

(м³/МПа *сут) (5)

Таблица 6 Данные для расчетов

Таблица 7 Анализ добывных возможностей скважин

Из сводной таблицы по разности между максимально допустимым и фактическим дебитом видно, что значительных отрицательных отклонений нет, то есть все скважины работают в оптимальном режиме.

Коэффициент продуктивности на скважинах № 112, 113, 132, 108, 147, 171 меньше единицы, что говорит о возможном загрязнении призабойной зоны пласта, которое может быть после подземных ремонтов, при глушении скважин минерализованной водой.

Анализ технологических режимов скважин

1. Определение газового фактора

G= (), (6)

где n_в — обводнёность скважины (%), плотность нефти (кг/м³)

Таблица 8 Данные для расчета