Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных шт

Министерство образования и науки Российской Федерации

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Утверждаю

Зав кафедрой РиЭНГМ, к.т.н., доцент

__________ Гуськова И.А.

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу по дисциплине:

«Осложнения в нефтедобыче«

на тему: «Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования АСПО и высоковязких эмульсий на скважинах оборудованных ШСНУ «

1. Краткая характеристика геологического строения эксплуатационных объектов

2. Характеристика емкостно-коллекторских свойств продуктивных отложений

3. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов и АСПО

4. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин (состояние фонда, конструкция скважин, кривизна ствола, типы применяемого для эксплуатации оборудования. Режимы работы скважин: дебиты, обводненность, глубина спуска насоса, динамический и статический уровень, длина хода точки подвеса штанг, число качаний)

5. Эксплуатационная характеристика осложненного фонда. Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ

6. Анализ эффективности и обобщение результатов применяемых на промысловом объекте методов и средств борьбы с АСПО и высоковязкой эмульсией

7. Контроль за работой скважин осложненных формированием АСПО и эмульсией (примеры динамограмм скважин с осложненными условиями эксплуатации)

8. Расчет температуры по стволу скважины оценка возможного интервала формирования АСПО

9. Расчет нагрузок на штанговую колонну в различных скважинных условиях с учетом кривизны ствола скважины, возникновения отложений, наличия высоковязкой эмульсии

10. Перспективные направления совершенствования эксплуатации скважин в осложненных условиях. Выводы и рекомендации по дальнейшей эксплуатации скважин

Заключение

Опыт механизированной эксплуатации скважин на Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения показывает, что в течение некоторого времени, исчисляемого от 1 до 4 месяцев, на поверхности промыслового оборудования образуются отложения парафина и асфальто-смолистых веществ.

Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением парафина и асфальто-смолистых веществ (АСПО) в пласте приводит к значительному снижению добычи нефти. Основной причиной является наличие воды и движение (скольжение) нефти относительно воды.

Образованию отложений при добыче нефти способствует повышение концентрации асфальто-смоло-парафиновых соединений на поверхности капель нефти. При подъеме нефти с водой по стволу скважины происходит стабилизация поверхностной пленки и их охлаждение, что сопровождается аномальным повышением вязкости поверхностной пленки капли нефти. В результате поверхностный слой приобретает липкость и легко откладывается из-за своей активности на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Причины образования отложений обусловлены концентрированием АСПО на поверхности всплывающих капель нефти.

В курсовой работе рассмотрены причины осложнений, возникающих при эксплуатации УШГН, сделаны выводы и рекомендации, вытекающие из результатов расчетов, а также из диаграмм зависимости удельной частоты отказов штанг от различных параметров работы штанговых насосов и условий, в которых они работают, по результатам анализа предложены мероприятия по скважинам оборудованным ШСНУ.

Целью данной работы является анализ оптимальных режимов эксплуатации скважин в осложненных условиях.

Для достижения поставленной цели в курсовой работе сформулированы и решены задачи:

1) Анализ причин образования АСПО

2) Эффективность применяемых методов для недопущения образования АСПО.

1. Краткая характеристика геологического строения эксплуатационных объектов

Восточно-Лениногорскую площадь Ромашкинского месторождения разрабатывает НГДУ «Азнакаевскнефть». [1]

Площадь расположена в восточной части Ромашкинского месторождения. Основным эксплуатационным объектом площади являются продуктивные терригенные отложения пашийского горизонта верхнего девона (пласт D1), залегающие на глубине 1630−1815 м, в среднем около 1740 м. Залежь нефти многопластовая, сводовая, с гранулярным типом пористости коллекторов, углы падения не превышают 2⁰.

Общая характеристика продуктивного горизонта D1 показана в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Общая характеристика продуктивного горизонта D1 Восточно-Лениногорской площади

Рассмотрим стратиграфию данных отложений на рис 1.1.

Эйфельский ярус (D₂ef) представлен Бийским горизонтом. В составе Бийского горизонта (D₂^bs) выделяют две пачки базальтовская гравийно-песчаная и перекрывающая её алевролитово-аргиллитовая.

Нижняя гравийно-песчаная пачка слагается светло-серыми разнозернистыми (в основном среднеи крупнозернистыми) песчаниками с примесью гравийного, а иногда и мелкогалечного материала. Минералогический состав обломочного материала, в основном, кварцевый, с некоторой примесью зёрен кварцита. Песчаники и алевролиты слабо сцементированы.

Рис. 1.1. Стратиграфический разрез Восточно-Лениногорской площади Верхняя пачка сложена тёмно-серыми, тонко слоистыми аргиллитами. Пачка обогащена разнозернистым обломочным материалом. Мощность бийского горизонта в пределах площади изменяется от 0 до 10 м.

Отложения живетского яруса (D₂gv) представлены старооскольским горизонтом, в составе которого выделяются воробьёвские, ардатовские и муллинские слои.

Отложения воробьёвских слоев (D₂^vb) залегают с размывом на породы эйфельского яруса и кристаллического фундамента. В составе воробьёвских слоёв выделяются песчаная пачка, пачка глинистых пород, залегающая на песчаном пласте. Нижняя пачка слагается преимущественно песчаниками с редкими прослоями глинисто-песчано-алевролитовых пород и аргиллитов. Верхняя пачка слагается из глинистых алевролитов, аргиллитов с прослоями мергелей и сидеритизированых аргиллитов. Мощность воробьёвских слоев колеблется от 0 до 19 м.

Породы ардатовских слоев (D₂^2ar) подразделяются на две пачки: нижнюю — песчано-алевролитовую (пласт DЙЙЙ) и верхнюю — карбонатно-глинистую. Нижняя песчано-алевролитовая пачка слагается преимущественно глинистыми алевролитами, в меньшей степени песчаными алевролитами и песчаниками с прослоями аргиллитов и ослитовых шамозитово-сидеритовых руд. Алевролиты светло-серые, глинистые, неравномерно сидеритизированые. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, алевролитовые с неясной неправильной слоистостью. Верхняя карбонатно-аргиллитовая пачка сложена карбонатными породами (репер «средний известняк») и аргиллитами, подстилающими и перекрывающими его. Аргиллиты тёмно-серые до черных, тонкослоистые, сидеритизированые.

Средний известняк сложен доломитами буровато-серыми, железистыми, перекристаллизоваными в среднем, реже крупнозернистые агрегаты. Мощность ардатовских слоев меняется от 18 до 28 м.

В составе муллинских слоев (D₂^ml) выделяются две пачки: нижняя алевролито-аргиллитовая (пласт D1) и верхняя алевролито-аргиллитовая. Нижняя пачка слагается алевролитами мелкозернистыми песчаниками. На северо-востоке площади коллекторы пласта замещены глинистыми породами. Алевролиты тёмно-серые с коричневатым оттенком, песчаные, в различной степени глинистые, сидеритизированые. Песчаники серые, мелкозернистые, со значительной примесью алевролитовых частиц.

Верхняя алевролито-аргиллитовая пачка слагается переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Аргиллиты зеленовато-серые и черные, участками сидеритизированые, тонкослоистые с выделениями тонкозернистого пирита. Алевролиты коричневато-серые, реже светло-серые, глинистые, с неяснослоистой текстурой. Горизонт (D₃) представлен в объеме франкского (D₃f) и фаменского (D₃fm) ярусов. Мощность муллинского горизонта изменяется от 4 до 25 м.

Верхний девон отложения пашийского горизонта (D₃^p) несогласно залегают на породах живетского яруса. Нижняя граница горизонта совпадает с кровлей аргиллито-алевролитовой пачки муллинского возраста. В объеме горизонта выделяют пласты «а», «б», «в», «гд», которые представлены песчаниками и алевролитами, и разделенные друг от друга глинисто-алевролитовыми породами.

Пашийский горизонт (D₃^p) подразделяется на два подгоризонта нижнепашийский, включающий в себя пласты D₁-гд и D₁-в и перекрывающие их глинисто-алевролитовые разделы, и верхнепашийский, охватывающий верхнюю часть пашийского горизонта.

Нижнепашийский подгоризонт представлен в пластах D₁-гд, D₁-в песчаниками и песчанистыми алевролитами, а в разделах между ними — аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники серые, мелкозернистые, кварцевые, алевролитистые с обильными растительными остатками. Алевролиты серые, песчаные, кварцевые с примесью чешуек мусковита обломков фосфата. Аргиллиты и глинистые алевролиты зеленовато-серые со скоплениями растительных остатков по плоскостям напластования, слюдистые.

Верхнепашийский подгоризонт сложен алевролитовыми песчаниками и алевролитами (пласты D₁-а и D₁-б) и аргиллитами и глинистыми алевролитами (алевролито-глинистые пачки). Песчаники коричневато-серые, нефтенасыщенные, мелкозернистые, алевролитистые с обугленными растительными остатками. Алевролиты светло-зеленовато-серые, глинисто-песчаные, со сферолитами сидерита. Аргиллиты зеленовато-серые и темно-серые с обугленными растительными остатками, с прослоями алевролита и светло-серого сидерита. Мощность пашийского горизонта в пределах Восточно-Лениногорской площади колеблется от 24 до 45 м. Кыновский горизонт (D₃^kn) делится на два подгоризонта нижнееи верхнекыновский, первый включает в себя нижнюю часть горизонта от подошвы карбонатной пачки («верхний известняк») до подошвы песчаного пласта D₀, второй от подошвы пласта D₀ до подошвы саргаевских слоев («репер аяксы»).

Нижнекыновский подгоризонт представлен в нижней части карбонатными породами (доломиты, известняки, мергели и аргиллиты). Доломиты коричневато-темно-серые, глинистые, участками перекристаллизованые, местами известковистые с включением пирита. Известняки темно-серые, неравномерно-глинистые, мелкозернистые, с включением пирита. В нижней части доломиты, и известняки постоянно переходят в доломитовые и известковистые мергели и аргиллиты.

Верхнекыновский подгоризонт начинается пластом D₀, который на Восточно-Лениногорской площади замещен глинистыми алевролитами и аргиллитами. Алевролиты серые и зеленовато-серые, различной степени глинистостью. Выше залегают аргиллиты зеленовато-серые и шоколадно-коричневые, с линзовидными прослоями светло-серого алевролита. Мощность кыновского горизонта изменяется от 24 до 28 м.

Саргаевский горизонт (D₃^sr). Отложения саргаевского горизонта залегают с размывом на нижележащих кыновских образованиях. Слагается горизонт известняками темносерыми, мелкои микрозернистыми, в различной степени перекристаллизоваными, часто неравномерно битуминозными. Иногда отмечаются прослои мергеля темно-серого, глинистого. На диаграммах стандартного каротажа нижняя граница горизонта совпадает с подошвой репера «аяксы», верхняя с кровлей D₃. Мощность горизонта колеблется от 4 до 9 м.

Семилукский горизонт (D₃^sm) слагается известняками темно-серыми, черными, битуминозными, зернистыми, органогенно-обломочными и брекчиевидными, с прослоями мергелей и горючих сланцев. Встречаются перекристаллизованые и глинистые известняки. Мощность горизонта изменяется в пределах 40 — 50 м.

Отложения евлановско-ливенского горизонта (D₃^ev+lv) представлены известняками серыми и темно-серыми, большей частью в различной степени доломитизироваными и микрозернистыми, органогенными и трещиноватыми. По всему разрезу отмечаются прослои доломита разнозернистого, большей частью вторичного, реже встречаются тонкие прослои мергелей. Мощность горизонта изменяется от 42 до 70 м.

Фаменский ярус (D₃fm) представлен в объеме задонского (D₃^z), елецкого (D₃^el) и данковско-лебедянского горизонтов (D₃ ^d+lb).

Задонский горизонт слагается известняками микрозернистыми, светло-серыми, доломитизироваными и доломитами разнозернистыми, серыми, часто пористыми и кавернозными. Мощность горизонта составляет 33 — 40 м.

Елецский горизонт (D₃^el) представлен известняками серыми, тонкослоистыми, перекристаллизоваными, пятнистодоломитизироваными и долмитами с включением гипса и ангидрита. Мощность елецского горизонта 84 -98м.

Отложения данково-лебедянского горизонта (D₃^d+lb) представлены переслаиванием известняков микрозернистых и реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованых, светло-серых и доломитов буравато-серых, мелкои равнозернистых, известковистых. Отмечается большое количество структурно-стилолитовых швов и горизонтальных трещин. Мощность горизонта 51 — 71 м.

В эксплуатационном объекте выделено восемь пластов, которые индексируются сверху вниз: а, б1, б2, б3, в, г1, г2+3 и д. Абсолютная отметка ВНК меняется от минус 1458.0 до минус 1494,9 м и в среднем составляет минус 1489,2 м. Всего по площади пласты с подошвенной водой вскрыты в 398 скважинах: наибольшее их количество — 170 в пласте г2+3, затем 162 — пласты г1, в и д по 27 скважин, б3−12 скважин.

Территория Восточно-Лениногорской площади занимает около 124 км². Площади нефтеносности пластов в соответствии со структурными и литологическими особенностями уменьшаются в основном вниз по разрезу.

Характеризуя в целом строение эксплуатационного объекта, можно отметить, что геологическая модель площади отличается значительной неоднородностью строения слагающих их коллекторов, различием коллекторских свойств выделяемых групп и характерной для пластов верхнепашийской пачки ограниченностью площадного распространения продуктивных отложений. Несомненно, что все это являлось в целом осложняющим фактором на протяжении всего периода разработки площади.

2. Характеристика емкостно-коллекторских свойств продуктивных отложений

Продуктивные отложения представлены терригенными породами, коллекторы — хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, залегают между глинистыми алевролитами и аргиллитами.

По разрезу D1 отмечается тенденция увеличения пористости сверху вниз, которая в более слабой степени проявляется и по проницаемости. Средние пористость и проницаемость в целом по D1, соответственно, 0.199 и 0.510 мкм².

Их значения для пласта г1 составляют 0.206 и 0.632 мкм², а для пласта г2+3 — 0.210 и 0.656 мкм². Изменение проницаемости, пористости в среднем по пластам показано в таблице 1.2.

Общая толщина горизонта в пределах площади колеблется от 27 до 49 м., и в среднем составляет 37,4 м.

По блокам значение общей толщины изменяются от 36,8 (третий блок) до 38,4 (второй блок) и в целом увеличивается к северу

Таблица 2.1

Характеристика коллекторских свойств горизонта D1 Восточно-Лениногорской площади

(если учесть, что с южной стороны по Восточно-Лениногорской площади общая толщина составляет 33.8 м.), D1 имеет практически площадное распространение, вероятность вскрытия продуктивного пласта на Восточно-Лениногорской площади составляет 0.988.

Такая же тенденция прослеживается для нефтенасыщенной толщины. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет по площади 26.6% от общей и 37% от эффективной, что значительно меньше, чем по краевым.

Все пласты горизонта D1 фактически представляют единую гидродинамическую систему, что подтверждается единым уровнем ВНК и высокой литологической связанностью между пластами. В силу хорошей гидродинамической связанности между пластами г₁, г₂₊₃, и д и их хороших коллекторских свойств (в среднем более высоких, чем в верхних пластах) эту пачку можно считать фактически единым мощным пластом, расчлененным в относительно небольшом количестве скважин (25−30% от общего количества).

В результате детальной корреляции разрезов были выделены пласты (сверху вниз): «а», «б1», «б2», «б3», «в», «г». Пласт «г» на всех участках характеризуется площадным развитием водонасыщенных коллекторов. Одной из важных особенностей Восточно-Лениногорской площади является увеличение этажа нефтеносности по направлению с севера на юг. Если в северной ее части пласт «б3» нефтенасыщен лишь в единичных скважинах, то в пределах южной — в ряде скважин вскрыты нефтенасыщенные коллекторы пласта «в». Поэтому на различных участках в объект разработки объединены неоднозначные пласты.

3. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов и АСПО

Физико-химические свойства нефтей и пластовых флюидов изучены в лабараториях ТатНИПИнефти, в ЛХА ЦКППН НГДУ «АзН».

Значения параметров пластовой нефти (пласта Д1), поверхностной нефти и газа представлено в таблицах 3.1,3.2). Диапазон изменения давления насыщения изменяется от 6.5 до 9,6 МПа, в среднем равняется 8.2 МПа; газовый фактор равен 49.6 м³/т; объёмный коэффициент от 1,112 до 1,250, среднее — 1,136; средняя плотность пластовой нефти равна 809,2 кг/м³; вязкость изменяется от 2,4 до 6,9 мПа· с, среднее — 3.9 мПа· с; плотность дегазированой нефти при дифразгазировании равна 858.8 кг/м³.

Таблица 3.1

Параметры нефтей в пластовых и поверхностных условиях горизонта D1

Содержание серы изменяется от 1,2 до 3%, среднее значение — 1,7% асфальтенов от 1,0 до 6,6%, среднее 1,9%.

Выход светллых фракций составил — 7.5% при разгонке до 100 ⁰С, 26.3 до 200 ⁰С, 49.0 до 300 ⁰С. Нефти Восточно-Лениногорской площади относятся к группе малосмолистых, парафинистых и сернистых. Состав газа по площади измеряется незначительно.

Таблица 3.2

Компонентный состав попутного газа горизонта D1

Физико-химические свойства и состав пластовых вод в разрезе горизонта Д1 Восточно-Лениногорской площади водоносными являются песчано-алевролитовые породы. Дебиты скважин в этих отложениях колеблются от 1 — 5 м³/сут до 280 — 410 м³/сут при динамических уровнях 500 -1300м от устья. Статический уровень устанавливается на абсолютных отметках 25−33м[2].

Подземные воды пашийского горизонта (пласта D1) представлены хлоркальциевыми рассолами (по В.А.Сулину), общая минерализация которых изменяется от 249.6 до 281.5 г/л. Плотность вод изменяется от 1.17 до 1.19 г/см³. Из растворенных газов в пластовых водах преобладает метан. Газонасыщенность вод колеблется от300 до 700 см³/л. температура пластовой воды составляет 35.5 ⁰С. Вязкость пластовой воды 1.98 мПа*с.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация составила 260,7 — 272,3 г/л, плотность 1178,7−1191,0 кг/м³, вязкость 1,80−1,98 мПа-с, рН = 5,7 (табл. 3.3−3.4). Пластовое давление равно 18,6 — 19,2 МПа, температура пластовых вод 37−40°С.

скважина отложение насосная установка

Таблица 3.3

Физические свойства пластовых вод пашийских отложений

Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность составляет 0,31−0,36 м³/т, упругость газа 20−60 МПа. Объемный коэффициент равен 1,0013. [1]

Таблица 3.4

Химические свойства пластовых вод пашийских отложений

Среднее значение взято по скважине 6102 Восточно-Лениногорской площади.

Нефти Восточно-Лениногорской площади относятся к категории высокосернистых с большим содержанием АСПО. Параметры поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: содержание серы в нефти от 1,23 до 2,34% вес, в среднем 1,79% вес; асфальтенов от 3,4 до 6,3% вес, в среднем 4,87% вес; парафинов от 2,3 до 3,8% вес, в среднем 4,61% вес.

4. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин (состояние фонда, конструкция скважин, кривизна ствола, типы применяемого для эксплуатации оборудования. Режимы работы скважин: дебиты, обводненность, глубина спуска насоса, динамический и статический уровень, длина хода точки подвеса штанг, число качаний)

Разбуривание площади продолжается и на сегодня пробуренный фонд насчитывает 487 скважин, из них 46 — ликвидировано, в добыче нефти используется 383 скважин, в нагнетании — 202 скважины, остальные используются как водозаборные, контрольные и находятся в консервации. Полностью структура фонда скважин Восточно-Лениногорской площади показана в таблице 4.1. В целом технологические показатели разработки площади являются удовлетворительными по сравнению с аналогичными площадями Ромашкинского месторождения.

Таблица 4.1

Фонд скважин Восточно-Лениногорской площади [4]

За анализируемый год пробуренный фонд увеличился на 4 скважины. Из 383 добывающих скважин: 127 эксплуатируются электроцентробежным насосом, 219 штанговым глубинным насосом. На 01.11.2009 года с водой эксплуатируется 383 скважин (100% действующего фонда). Из них с обводненностью 2% - 0 скважин, от 2 до 20% - 43 скважины, от 20 до 50% - 45 скважин, от 50 до 90% - 143 скважин, свыше 90%-146 скважины. Имеются все тенденции к дальнейшему росту обводненности.

Рис. 4.1 Конструкция скважины 15п

На рис. 4.1 данные по конструкции скважины. Из рис. видно, что длина направления составляет 42 м, кондуктора 296 м, эксплуатационной колонны 1866 м.

Рис. 4.3. Кривизна ствола скважины 4719

На рис. 4.3 представлена кривизна ствола скважины 4719. Длина скважины составляет1686м. На глубине 1400 скважина резко искривляется на 25є.

В таблице 4.2 представлен действующий фонд скважин Восточно-Лениногорской площади по типам наземного и подземного оборудования.

Таблица 4.2

Действующий фонд Восточно-Лениногорской площади

за текущий период

На рис. 4.4 показано процентное отношение способов эксплуатации скважин Восточно-Лениногорской площади.

Рис. 4.4. Распределение фонда скважин по типам оборудования.

Из рис. 4.4 видно, что большую часть действующего фонда Восточно Лениногорской площади составляют скважин, оборудованные ШГН — 219скв., оборудованные ЭЦН — 127скв., в бездействии — 33скважины.

На рис 4.5−4.6 показано количественное соотношение наземного и подземного оборудования скважин. Из рисунков видно, что преимущественно преобладает интенсивный отбор продукции скважин. Большую часть наземного оборудования составляет СК8−3,5−4000, около 30%, а подземное оборудование в основном составляют насосы типа 25−175-RHAM-14−4-1,5.

Рис. 4.5. Распределение подземного оборудования ШГН фонда скважин Восточно-Лениногорской площади Из рис. 4.5 видно, что большинство подземного оборудования ШГН составляют насосы типа 20−125-RHAM-12−4-2−2 — 82шт. и 25−175-RHAM-14−4-1,5 — 76шт Рис. 4.6. Распределение наземного оборудования ШГН фонда скважин Восточно-Лениногорской площади

Из всего фонда скважин, оборудованных ШГН, большинство составляют СК8−3,5−4000 — 85шт.(рис. 4.6), 7СК8−3,5−4000 — 34шт., UP-9P-2500−3500 — 29шт, остальные станки-качалки составляют незначительное количество.

Рис. 4.7. Распределение фонда скважин Восточно-Лениногорской, эксплуатируемых ШГН площади по дебитам

94 скважины, оборудованных ШГН эксплуатируется с дебитом менее 5 м³/сут (рис. 4.7), 59скв., с дебитом от 5 до 10 м³/сут, и 56 скв., с дебитом от 10 до 20 м³/сут.

Рис. 4.8. Распределение фонда скважин Восточно-Лениногорской площади по обводненности

Из всего фонда скважин, оборудованных ШГН, более половины (116скв.) имеют обводненность более 70% (рис. 4.8).

Рис. 4.9. Распределение фонда скважин Восточно-Лениногорской площади по глубине спуска Скважины Восточно-Лениногорской площади, оборудованные ШГН, в основном эксплуатируются на глубине от 1100 до 1300 м (рис. 4.9).

Рис. 4.10. Распределение фонда скважин Восточно-Лениногорской площади по динамическому уровню Из рис. 4.10 видно, что 96 скважин Восточно-Лениногорской площади эксплуатируются с динамическим уровнем свыше 1100 м, 66 скважин с уровнем в пределах от 900 до 1100 м.

Рис. 4.11. Распределение фонда скважин Восточно-Лениногорской площади по статическому уровню Из рис 4.11 видно, что диапазон статических уровней различен и распределен почти поровну. На 40 скв статический уровень до 200 м, по 50 скв имеют уровни от 200 до 400 м и от 600 до 800, и 62 скв. имеют уровень от 400 до 600 м.

Рис. 4.12. Распределение фонда скважин Восточно-Лениногорской площади по длине хода точки подвеса штанг На рис 4.12 представлено распределение фонда скважин по длине хода в точке подвеса штанг. Из рис. видно, что 101 скважина имеют длину хода от 2 до 2,5 м, 59 скважин от 1,5 до 2 м и 39 скважин эксплуатируются с длиной хода от 2 до 3 м.

Рис. 4.13. Распределение фонда скважин Восточно-Лениногорской площади по числу качаний

На рис. 4.13 представлено распределение фонда скважин оборудованных ШГН по числу качаний. Как видно из рисунка, 80 скв. эксплуатируются с числом качаний от 4 до 5 об/мин, 53 скв. — от 3 до 4 об/мин.

Основной фонд скважин Восточно-Лениногорской площади эксплуатируется штанговыми скважинными насосными установками. Основным элементом установки является глубинный штанговый плунжерный насос. От надежности этого узла зависит экономическая эффективность разработки Восточно-Лениногорской площади. Поэтому повышение работоспособности скважинных плунжерных насосов является основной задачей для снижения себестоимости добываемой нефти.

5. Эксплуатационная характеристика осложненного фонда. Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ

Проведенный анализ причины низкой эффективности эксплуатации ШСНУ в процессах откачки жидкости с твердыми фракциями, песком и бурового раствора на скважинах Восточно-Лениногорской площади, показывает актуальность применения дополнительного оборудования.

К проблемам эксплуатации скважин штанговыми установками, в продукции которых находятся твердые осадки, песок и буровой раствор относят:

— забивание приемной и нагнетательной ступеней штанговой установки фильтратом бурового раствора в процессе освоения после бурения;

— возникновение повышенных сил трения между плунжером и цилиндром при попадании в зазор песка, вследствие чего — частичное снижение интервала движения плунжера, износ контактирующих поверхностей оборудования и повышенные утечки жидкости;

— оседание всего объема твердых осадков и песка на плунжер насоса во время остановок скважин, что приводит к частичному или полному клину плунжера в цилиндре насоса и прихвату штанг в трубах;

— необходимость использования штанговых протекторов и штанговращателей, которые не гарантируют полную ликвидацию вышеперечисленных проблем;

— повышенное изгибающее напряжение на резьбовые соединения штанговых муфт, вызванное кривизной ствола скважины, что значительно снижает прочность соединительных муфт и приводит к обрыву колонны насосных штанг.

На табл. 5.1 представлено количество подземных ремонтов скважин по причине отказов ШСНУ.

Таблица 5.1

ПРС по причине отказов ШСНУ

Рис. 5.1. Подземный ремонт скважин по причине отказов ШСНУ

Как видно из рисунка 5.1, основными причинами отказов работы ШСНУ являются обрыв штанг — 114 ремонтов за 2005;2009гг., негерметичность клапанов — 45 ремонтов, отворот штанг — 38 ремонт, отложения АСПО — 35ремонтов.

1) Обрыв штанг — разрушение колонны штанг происходит, либо при разрыве тела штанги, либо при разрушении резьбовых соединений.

Обрывы штанг происходят вследствие усталости металла, в результате переменных нагрузок, концентраций напряжений, коррозионности среды. Усталостное разрушение штанг обычно начинается с поверхности образованием микротрещины. Поверхность излома имеет характерный вид: она состоит из двух зон — мелкозернистой и крупнозернистой. Усталостное разрушение штанг ускоряется переменными нагрузками, концентрацией напряжений и воздействием коррозионной среды, поэтому выбор допускаемых напряжений для штанг представляет собой важную задачу.

На возникновение обрывов штанг влияют отложения АСПО на стенках НКТ, неправильная подгонка подвески.

2) Утечки в НКТ — пропуски по телу труб, по резьбовым соединениям.

Возникают при коррозионном разрушении стенок НКТ, некачественном заворачивании труб при ремонте скважин.

На возникновение утечек на стенках НКТ влияют воздействие коррозионных сред, повышенное напряжение в резьбовых соединениях из-за нарушения их геометрических параметров.

3) Засорение и заклинивание плунжера — отложение в цилиндре насоса АСПО, песко, мех. примесей и других твердых предметов.

Возникает вследствие выпадения из продукции скважин АСПО, высокого проявления песка в скважине и т. д.

4) Износ плунжера — увеличение зазора между цилиндром и плунжером.

Возникает в следствии длительного цикла эксплуатации штангового насоса.

Проведенный анализ показывает, что основная доля отказов приходится на насосы и штанги, очевидно, что для заметного повышения наработки на отказ УШГН в целом, именно этим звеньям должно быть уделено особое внимание.

Что касается штанговых колонн, то здесь два основных направления снижения отказов: своевременная замена отработавших установленный ресурс (свыше 26 млн. циклов), и использование штанг с прочностными характеристиками, соответствующими фактическим нагрузкам, при которых надежно работают штанговые колонны. При правильном выборе группы прочности и компоновки колонны, наработка на отказ может быть увеличена примерно в 2,0…2,5 раза. Проблема повышения наработки на отказ штанговых насосов сложнее и связана с конструкцией насоса. Опыт работы с серийными насосами показывает, что основными причинами выхода их из строя, являются частые отказы уплотнительных узлов — пары «плунжер-цилиндр» и клапанной пары.

6. Анализ эффективности и обобщение результатов применяемых на промысловом объекте методов и средств борьбы с АСПО и высоковязкой эмульсией

В последние годы в осложненных условиях эксплуатации скважин, вследствие увеличения количества ремонтов широкое развитие получили работы по применению дополнительного оборудования для скважин оборудованных ШСНУ. В зависимости от видов осложнений существуют различные типы дополнительного оборудования.

Глубинный дозатор предназначен для равномерной подачи химических реагентов (ингибиторов, коррозии, парафиноотложения, солеотложения, деэмульгаторов) на прием глубинного насоса в течение длительного времени. Химический реагент располагается в колонне НКТ ниже дозатора.

Скребок-центратор предназначен для очистки от парафина обсадных труб и самих насосных штанг. Труба очищается дважды за один проход штанги и не требует промывки скважины горячей нефтью или химико-термической обработки. Высокая эффективность очистки от парафина металлических поверхностей достигается при определенном и строго поступательном угле наклона режущих кромок скребка, при его возвратно-поступательном и вращательном движении. Косые пазы, выполненные по периметру рабочей поверхности скребка, обеспечивают хороший приток жидкости. Скребок-центратор имеет двойной эффект, так как при работе дополнительно центрует внутренние стенки систем труб, штанг и соединительных муфт, предохраняя их от преждевременного износа.

Скребки-центраторы в зависимости от размеров труб и штанг могут быть нескольких типоразмеров:

· Наружного диаметра 56 мм;

· Внутреннего диаметра 20, 23, 26 мм.

Штанговращатель предназначен для периодического поворота штанг в штангонасосной арматуре во время их возвратно-поступательного движения, обеспечивающего очистку НКТ (насосно-компрессорной трубы) от парафина скребками, расположенными на штангах.

Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6−8мм) с рамой станка-качалки. Техническая характеристика штанговращателя типа ШВЛ-10: грузоподъемность — 100 кН, диаметр закрепляемого штока — 31 мм, угол поворота за одно качание — 1°10', рабочее число оборотов при 6 качаниях в минуту — 0,022, габаритные размеры: длина -378мм, ширина — 279 мм, высота — 423 мм, масса — 30 кг. Для надежной работы штанговращателя необходимо при монтаже обеспечить такое натяжение каната, соединяющего рычаг штанговращателя с рамой станка-качалки, чтобы за один ход устьевого штока храповое колесо штанговращателя поворачивалось на один зуб, храповик, червячную пару и упорный подшипник в процессе эксплуатации необходимо периодически смазывать (раз в 10 дней) рекомендуемой в инструкции по эксплуатации смазкой.

Для контроля работы подземного оборудования, ШСНУ оборудуются средствами наземного контроля оборудования (динамографы, датчики давления и т. д.).

На табл. 6.1 виды дополнительного оборудования, применяемые на скважинах Восточно-Лениногорской площади для борьбы с АСПО и высоковязкой эмульсией.

Таблица 6.1.

Эффективность применения дополнительного оборудования

Рис. 6.1.Изменение МРП после применения дополнительного оборудования.

Рис. 6.2. Дополнительная добыча после применения дополнительного оборудования На рис. 6.1 и 6.2. показана эффективность применения дополнительного оборудования на скважинах Восточно-Лениногорской площади. Весь фонд ШСНУ оборудован штанговращателями и скребками, но современные условия разработки Восточно-Лениногорской площади показывают недостаточную эффективность этих оборудований и требует применения комплекса оборудования для бесперебойной эксплуатации ШСНУ.

По вышерассмотренным оборудованиям скважин Восточно-Лениногорской площади получен положительный промышленный эффект, выразившийся в повышении производительности ШСНУ и увеличении межремонтного периода работы штангового оборудования.

В современных условиях дальнейшая эксплуатация ШГН без применения дополнительного оборудования не представляется возможным. Осложнений, возникающие на фонде скважин Восточно-Лениногорской площади заставляют применять всё новые виды дополнительного оборудования, с целью бесперебойной эксплуатации ШГН.

Работа установок скважинных штанговых насосов на Восточно-Лениногорской площади осложняется рядом факторов зависящих как от горно-геологических условий месторождений, так и условий, возникающих в процессе разработки месторождений.

1) Одним из таких факторов является проблема АСПО, которая существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура для девонских отложений Восточно-Лениногорской площади колеблется в пределах от 29 до 34С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует диапазон температуры 26 — 30С и давления 6−9 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта срыва отложений со стенок НКТ потоком продукции, и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем, среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м³/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

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

— применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

— снижение динамического уровня в скважине (при этом уменьшается отвод тепла от НКТ, поскольку теплопроводность газа в затрубном пространстве намного ниже, чем жидкости);

— увеличение глубины погружения насоса (увеличивает температуру на приеме насоса);

— применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины.

2) В скважинах с высоковязкой продукцией при работе насосной установки на штанги действует дополнительно гидродинамическая нагрузка, величину которой необходимо учитывать при определении величин максимальной и минимальной нагрузок в точке подвеса штанг путем прибавления к величине максимальной нагрузки при расчетах.

Как видно из анализа применения дополнительного оборудования для борьбы с АСПО, происходит значительное увеличение межремонтного периода, снизились затраты на ПРС, при неизменной добыче. Осложненный фонд на 100% защищен различными средствами борьбы с АСПО. На промыслах ведется строгий контроль за работой скважин осложненного фонда. Своевременно выполняется диннамограмма глубинно-насосного оборудования и по ней судят об исправностях и неполадках в работе глубинно-насосного оборудования.

Для защиты подземного оборудования от АСПО на скважинах оборудованных скребками-центраторами необходимо установить длину хода полированного штока не менее 1,6 м., при этом число качаний головки балансира уменьшится, что приведет к меньшему износу глубинно-насосного оборудования.

7. Контроль за работой скважин осложненных формированием АСПО и эмульсией (примеры динамограмм скважин с осложненными условиями эксплуатации)

Работы по диагностированию скважин, оборудованных установками штанговыми глубинными насосами, могут быть, как плановые (с целью уточнения режима работы), так и внеплановые, в тех случаях, когда наблюдается [12]:

существенное снижение производительности работающей установки

или её полное отсутствие;

значительный разброс замеров дебитов, получаемых в короткий временной промежуток.

Основной задачей диагностирования является оперативное и точное выявление возможных причин неоптимальной работы системы «скважина-ГНО». Диагностирование проводится на основе интерпретации результатов комплексного исследования, включающего замер дебита, снятие гидродинамических параметров пласта скважины и рабочих характеристик ГНО с обязательным условием согласованности их значений по времени.

Диагностирование, как один из видов промысловых исследований, включает в себя полевые и камеральные работы:

полевые работы проводятся специально подготовленными работниками;

камеральные работы проводятся по результатам полевых исследований, анализа текущей эксплуатации скважины, проведённых ремонтов и других архивных данных инженером-технологом ЦДНГ.

До начала работ на скважине работники, занимающиеся диагностированием, должны знать:

время и предварительную причину простоя (остановки) скважины;

последние достоверные данные — динамического (Н_дин) и статического (Н_ст) уровней, соответствующее этим значениям давление в затрубном пространстве (Р_зат), линейное давление (Р_буф), обводнённость, наличие обратного клапана;

динамику изменения дебита по ГЗУ или другому замерному устройству в течение последней недели работы скважины;

дату и причину проведения последнего ремонта;

осложняющие факторы (АСПО, ВНЭ, соли и т. д.);

состояние и протяжённость выкидного нефтепровода;

внутренний диаметр эксплуатационной колонны (наличие «летучки») и наружный — НКТ;

типоразмеры и глубины спуска ГНО (НКТ, штанги, ГН и др.);

тип и рабочие параметры привода УШГН (число качаний и длина хода полированного штока);

Данные представляются инженером-технологом.

Порядок проведения работ по диагностированию скважины

Последовательность выполнения полевых работ представлена на схеме (рис 7.1).

Полевые работы делятся на две основные части:

проверку состояния схемы обвязки и средств контроля за работой скважины;

проверку исправности глубинно-насосного и верхнего оборудования и соответствие параметров их работоспособности добывным возможностям пласта.

Первый этап

Перед запуском установки группа по диагностированию обязана убедиться в отсутствии повреждений и исправности оборудования — ГЗУ или другого замерного устройства, станции управления, наземной части кабеля, запорной арматуры, манометров, пробоотборника, аппаратно-программного комплекса диагностики скважин, средств индивидуальной защиты.

Определить тип станка-качалки и номер технологического отверстия кривошипа (нумерация отверстий ведётся от вала редуктора) для установления истинной длины хода полированного штока.

В случае комбинированной конструкции станка-качалки, длина хода полированного штока определяется следующим образом. В нижнем положении головки балансира мелом нанести метку на полированный шток на уровне крышки верхнего сальника СУСГ. Остановить станок-качалку в верхнем положении головки балансира. Мелом нанести метку на полированный шток на уровне крышки верхнего сальника СУСГ. Замерить с помощью рулетки длину полированного штока между двумя метками. При большой длине хода полированного штока (свыше 2,5 метров) необходимо на полированный шток наносить три метки — верхняя, промежуточная и нижняя, а замер длины полированного штока производить интервалами.

Рис. 7.1. Последовательность выполнения полевых работ.

Второй этап

Перед запуском установки необходимо замерить статический уровень. В случае невозможности её запуска, работы на скважине прекращаются, а информация передаётся диспетчеру ЦДНГ. Если после запуска наблюдается значительное увеличение линейного давления при открытой линейной задвижке, то это указывает на неисправность нефтепровода или его обвязки (замерзание, запарафинивание, закрыта задвижка на ГЗУ, неисправность запорной арматуры и т. д.). Дальнейшие исследования проводятся после устранения неисправности.

После запуска установки необходимо с помощью эхолота контролировать снижение динамического уровня, следить за состоянием сальникового уплотнения и одновременно за величиной Р_лин. Отбивку уровней производить в зависимости от темпа откачки с интервалом не реже, чем через 10 мин.

Произвести снятие динамограммы и при возможности выполнить тестирование клапанов глубинного насоса (для определения величины утечек). Процесс регистрации необходимо производить не менее двух-трёх раз через некоторый временной интервал между отбивками Н_дин до получения двух идентичных по форме динамограмм.

Дальнейшая проверка степени работоспособности установки определяется после вызова подачи путём прослеживания изменения давления на линии (Р_лин) при работе насоса на закрытую задвижку на давление, превышающее рабочее давление в выкидном трубопроводе на 15ч20 атм (но не свыше 40 атм).

Р_опр=Р_Лин +15+20

где Р_опр — давление опрессовки, атм; Р_лин — давление в линии, атм.

Если падение Р_лин обусловлено негерметичностью запорных задвижек (затрубной или линейной), то перед проведением работ по опрессовке проводится проверка их исправности путём стравливания Р_лин до атмосферного через пробоотборный кран. В случае «пропуска задвижек» дальнейшие исследования проводятся без учёта результатов опрессовки.

Контроль за темпом роста давления осуществляется одним оператором группы диагностирования по секундомеру (часам). Второй работник в это время должен находиться около СУ для одновременной записи и отключения установки. После отключения установки, не открывая линейной задвижки, продолжить наблюдение за темпом падения Р_лин в течение 5−10 мин.

По результатам опрессовки определяется темп увеличения давления Т_ув и темп падения давления Т_пад, а также коэффициент герметичности, характеризующий величину утечек в ГНО, по формуле:

К_гер = Ту_в/(Т_ув+ T_naд),

где К_гер — коэффициент герметичности, характеризующий величину утечек в ГНО;

Т_ув, Т_пад — величины темпа увеличения и падения давлений, атм/мин, которые определяются по формулам:

Т_ув= ДР_ув/Д t_ув,

Т_пад= ДР_пад/Д t_пад

где ДР_ув, — разница между величиной Р_опр и Р_лин, при работе СК, атм;

ДР_пад - разница между величиной Р_опр и Р_лин, при остановленном СК, атм; t_ув, t_пад- время замера темпа увеличения и падения давлений, мин.

Для вышеприведённого случая, имеем:

Т_ув = 25−10/10 = 1,5 (атм/мин),

Т_пад = 25−20/5 = 1,0 (атм/мин), К_гер = 1,5/(1,5 + 1) = 0,6.

Значение данного коэффициента герметичности К_гер, характеризует общую величину утечек в ГНО (в НКТ и насосе), поэтому его необходимо учитывать при определении дебита по динамограмме.

Необходимо отметить, что точность замера зависит от продолжительности проведения опрессовки (чем больше время замера, тем точнее результат).