Обеспечение безаварийной эксплуатации промыслового оборудования в условиях добычи высокопарафинистых нефтей на Нурлатском месторождении

ЗАДАНИЕ ……………………………………………….………………………...… 2
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК…………………………………………………..….… 4
СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………………………… 5
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………...…….. 7
Перечень используемых сокращений …………………………………………….. 8
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ..……………………………………………………. 9
1.1 Характеристика района расположения Нурлатского месторождения ……... 10
1.2 Общая характеристика геологического строения …………………..……...... 11
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика ……………………………….. 12
1.4 Коллекторские свойства пластов ………………………….………………….. 22
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды ……….……… 24
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.…………………………………………...……. 28
2.1 Механизм и условия формирование АСПО в скважине ................................. 29
2.1.1 Факторы, влияющие на образование АСПО…………………………...…… 29
2.1.2 Влияние химического состава нефти на процесс образования АСПО …... 31
2.1.3 Механизм формирования АСПО ….……………………………………..…. 33
2.2 Компонентный состав АСПО ……………………………………….……..….. 34
2.3 Характеристика методов используемых в НГДУ “Нурлатнефть” по предотвращению отложений АСПО ……………………………………….…..….
36
2.3.1 Промывка скважин и ПЗП………………………………………………….... 37
2.3.2 Ингибиторы образования АСПО……………………….………………….... 38
2.4 Гидравлический расчет промывки скважины ………………………………... 40
2.5 Расчет потерь теплоты по стволу скважины при паротепловой обработке... 44
2.6 Расчет на прочность стеклопластиковых штанг……..………………………. 45
2.7 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методов………………………….…………………………………..
48
2.8 Контроль за работой скважин на которых применяются методы борьбы с АСПО …………………………………………………..……………………………
50
2.9 Выводы и предложения ……………………………………………………...... 51
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………….............. 53
3.1 Технические средства механических методов борьбы с АСПО и технология работ при их применении …………………………………………….
54
3.2 Технические средства тепловых методов борьбы с АСПО 57
3.3 Технические средства химических методов борьбы с АСПО 60
3.4 Техническое обеспечение вибрационных методов 63
3.5 Техника и оборудование применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «Нурлатнефть»…………………………………………………..
65
3.6 Техника и оборудование при паротепловой обработке 68
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ……………………….…………....... 72
4.1 Анализ вредных и опасных производственных факторов…………………… 73
4.2 Требования к эксплуатации установок и оборудования для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата……………………………………………...
77
4.3 Основные меры электробезопасности………………………………………… 85
4.4 Обеспечение пожарной безопасности………………………………………… 88
4.5 Экологическая безопасность 92
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………….…………………………...……………………….. 95
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…….……………………………..…………………….. 96
ПРИЛОЖЕНИЯ…………………………………………………..………………... 99

Весь текст будет доступен после покупки

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо - и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.
При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.
АСПО увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтомуборьба с АСПО - актуальная задача при интенсификации добычи нефти.
Бакалаврская работа посвящена методам борьбы с асфальто-смолисто парафинистыми отложениями (АСПО) на скважинах нефтяных месторождений.
В Геологической части проекта говорится о геологическом строении Нурлатского нефтяного месторождения: о его нефтегазоносности, гидрогеологической характеристике, термобарических условиях, о перспективах развития региона и т.д.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика района расположения Нурлатского месторождения

В геологическом строении Нурлатского месторождения принимают участие породы архейского, протерозойского, девонского, каменноугольного, пермского, палеогенового, мелового и четвертичного возрастов. Общая толщина осадочных пород составляет в среднем около 2000 м. 48 глубоких скважин пробурены со вскрытием кристаллического фундамента, сложенного в основном гнейсами. Более подробно описание геологического строения месторождения приведено в работах.
В региональном структурном плане Нурлатское месторождение расположено на восточном борту Мелекесской впадины (рис. 1.1) [1].

Рис. 1.1 – Карта нефтяных месторождений Татарстана (по материалам Голова А.А. Перспективы дальнейших поисков залежей нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции)
Нурлатский вал представляет собой сложное сооружение II порядка, имеющий северо-западное простирание и осложненный небольшими по размерам локальными поднятиями III порядка. С северо-востока он отделяется Андреевским прогибом от Эштебенькинско - Аксубаевского вала. Прогиб хорошо выражен по всем опорным горизонтам карбона, девона и кристаллическому фундаменту. С юго-запада Нурлатский вал ограничен прогибом от Вишнево-Полянской террасы.

1.2 Общая характеристика геологического строения

В пределах месторождения поверхность кристаллического фундамента и кровля терригенных отложений девона имеют вид моноклинально-ступенчатого склона, погружающегося с северо-востока на юго-запад. Склон разбит серией разломов на блоки, выделяющихся по материалам региональной сейсмики [2].
На структурных планах терригенного девона, нижнего и среднего карбона наблюдается образование локальных поднятий, контролирующих залежи нефти.
По данным сейсморазведки, структурного и глубокого поисково-разведочного бурения в пределах месторождения выявлены Катергинское, Восточно-Узеевское, Старо-Узеевское, Северо-Киклинское, Киклинское, Проселочное, Корнеевское поднятия, которые в том или ином виде прослеживаются на планах по всем вышезалегающим маркирующим горизонтам осадочного чехла.
На Нурлатском месторождении продуктивными являются терригенные и карбонатные породы кыновского, турнейского, бобриковского, башкирского и верейского возрастов.
По результатам последних сейсморазведочных работ, выполненных в ОАО «Татнефтегеофизика» в 1986 году сейсморазведочной партией 3-4/86-87 на Нурлатской площади Республики Татарстан, структурные планы рассматриваемых отложений несколько изменились и были скорректированы с учетом этих данных (рис. 1.2).


Рис. 1.2 – Геологическая характеристика района проведения работ (Мелекесской впадины и Южно-Татарского прогиба)
1– граница тектонических элементов поверхности кристаллического фундамента;2– своды и межсводовые поднятия;3– зоны резкого сокращения мощности терригенных отложений;4– зоны наиболее погруженного залегания фундамента;5– разрывные дислокации фундамента;6– месторождения нефти;7 – притоки нефти (по материалам Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России)

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

В юго-восточной части Нурлатского месторождения контуры нефтеносности проведены условно, т.к. непосредственная близость реки Бол. Черемшан и заболоченной поймы не дают возможности более детально изучить его геологическое строение и уточнить границы залежей в этом направлении.
На глубине 1940 м залегают терригенные породы кыновского возраста, к которым приурочены 3 залежи нефти пластово-сводового типа, с узкими водо-нефтяными зонами (рис. 1.3) [1].

Рис. 1.3 – Сводные литологические разрезы нижнего и среднего карбона на восточном борту Мелекесской впадины (А) и Южно-Татарском своде (Б) (по материалам Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России)
Верхний пласт-коллектор До-б, состоящий в основном из одного или двух пропластков, залегает в средней части отложений кыновского горизонта среди плотных тонкослоистых аргиллитов, имеет площадное распространение. Он представлен песчаниками и алевролитами, к которым приурочена одна залежь нефти, вскрытая71 скважиной. Размеры залежи составляют 28,4 км2. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 10,4 м. Водо-нефтяной контакт (ВНК) определялся по данным опробования и геофизических исследований скважин и установлен в пределах абсолютных отметок минус 1766 - 1772 м. Контур залежи нефти проведен в соответствии со структурным планом кровли пласта-коллектора До-б .Крайняя ее юго-восточная часть расположена за административной границей Республики Татарстан на территории Челно-Вершинского района Самарской области [4].
Покрышкой для залежи нефти служат уплотненные, глинистые разности терригенных пород толщиной 6-8 м.
Нижний пласт-коллектор До-в имеет ограниченное распространение по площади. Более чем в 40 % пробуренных скважин, пласт замещен глинистыми породами.
Первая залежь, вскрытая двумя скважинами № 1833 и 1829, имеет небольшие размеры (0,73 км2). С востока и юга она ограничена зоной отсутствия коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 2,4 и 1,6 м соответственно. ВНК установлен на абс. отметках минус 1766 и минус 1768 м.
Вторая залежь расположена в 500 м к юго-востоку от предыдущей. 10 скважин, пробуренные в пределах контура нефтеносности, имеют эффективные нефтенасыщенные толщины от 0,6 до 2,8 м. Размеры залежи составляют 1,8 км2. ВНК установлен на абсолютных отметках минус 1766 и минус 1768 м .
На глубине 1240 м залегают карбонатные породы турнейского возраста, к которым приурочены 8 залежей нефти массивного типа. Карбонаты представлены чередующимися пористо-проницаемыми прослоями известняков и уплотненных доломитов толщиной от 0,6 м до нескольких метров, трещиноватых и глинистых.
Прослои-коллекторы, выделяемые в разрезах скважин, зачастую не коррелируются, сообщаются между собой за счет систем трещин и слияния, образуя единый сложно построенный резервуар. Залежи приурочены к сводовым частям поднятий, в которых присутствует полный стратиграфический разрез пород нижнего карбона, тогда как северо-восточная крыльевая часть Корнеевского поднятия была подвержена размыву и общие толщины уменьшились на 11-16 м .
Диапазон изменения эффективных нефтенасыщенных толщин отложений турнейского возраста достаточно большой и составляет 1,6 - 25,1м.
ВНК залежей определялся по данным опробования и геофизических исследований скважин и проведен в соответствии со структурным планом [3].
Скважины № 1066 и 932, пробуренные в крыльевых частях Катергинской структуры, установили залежь нефти массивного типа.
По данным ГИС ВНК проведен на абсолютной отметке минус 1126 м. Размеры залежи небольшие, составляют 1,1 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 3,0 и 6,1 м. Этаж нефтеносности составляет 8,0 м .
На Восточно - Узеевском поднятии две скважины №1065 и 920 контролируют залежь нефти с этажом нефтеносности равным 15,2 м. Ее размеры составляют 0,93 км. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1115 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 8,8 и 8,4 м.
Три залежи нефти на Старо-Узеевском, Киклинском локальных поднятиях вскрыты каждая одной скважиной: № 951, 1046 и 109. Контуры нефтеносности проведены в соответствии с имеющимися данными сейсмических исследований, результатами глубокого бурения и опробования скважин. В пределах контуров нефтеносности, принятых на абсолютных отметках минус 1115 м, 1132 м и 1108 м, размеры залежей составляют соответственно 3,65 км, 1,23 км, 0,34 км. Этажи нефтеносности равны 24,9 м, 2,2м и 7,8 м .
Более точные сведения о границах залежей нефти могут быть получены лишь при проведении на площади месторождения сейсморазведочных работ методом 3Д или непродольного вертикального сейсмопрофилирования методом отраженных волн (НВСП МОВ) в пробуренных скважинах.
Двумя скважинами № 1817 и 1818 установлена массивная залежь нефти в центральной части месторождения. Скважиной № 9103, пробуренной в куполе структуры, вскрыты плотные карбонатные породы [3,4].
С востока часть залежи также ограничена зоной отсутствия коллекторов. В пределах контура нефтеносности, установленного на абсолютной отметке минус 1121 м, площадь залежи равна 0,77 км2. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 9,2 и 4,7 м соответственно. Этаж залежи небольшой, составляет 9,4 м.
В 750 м к юго-востоку расположена еще одна залежь нефти. Ее размеры несколько больше предыдущей и составляют 2,34 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,6 до14,0 м. ВНК варьирует в пределах от минус 1105 до 1121 м. Одной из причин значительных колебаний абсолютных отметок контакта нефть-вода на небольших по площади участках, могут быть тектонические нарушения в кристаллическом фундаменте, которые прослеживаются в вышезалегающих продуктивных горизонтах в виде прогибов, врезовых зон и зон повышенной трещиноватости.
В работе Шалина П.А. «Выделение направлений и зон трещиноватости в карбонатных отложениях палеозоя по материалам АКГИ» говорится, что поднятия в турнейских отложениях и залежи, связанные с ними тяготеют к внутриблоковым разломам осадочного чехла и, в свою очередь, разбиваются на блоки в осадочном чехле. Анализ проведенных исследований он рассматривает на примере Пионерского месторождения и Максат, расположенных в непосредственной близости от Нурлатского месторождения. Условия образования и развитие турнейской поверхности, рифовых построек распространяются и на рассматриваемую территорию.
На Проселочном поднятии пробурили семь глубоких скважин. Только четыре из них вскрыли нефтенасыщенные прослои, в остальных пласты-коллекторы замещены плотными породами. В пределах контура нефтеносности, установленного на абсолютной отметке минус 1133,5 м, размеры залежи равны 2,87 км, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 7,5 до15,8 м .
Покрышкой для залежей нефти турнейского яруса является пачка глин елховского возраста толщиной 2-4 м .
Выше по разрезу на глубине 1132 м залегают песчано-алевролитовые породы бобриковско-радаевского возраста, индексируемые как С1бр13 и С1бр0 . К ним приурочены семь залежей нефти пластово-сводового типа и пластово-сводового с частичным литологическим ограничением [2].
Терригенные отложения бобриковского горизонта имеют почти повсеместное распространение, однако пласт С1бр13 в 25% скважин замещен глинистыми разностями пород.
Общая толщина пласта по месторождению изменяется от 1,0 до 21,6 м, в среднем составляя 4,2 м. Значительные колебания толщин связаны с размывом карбонатных пород турнейского возраста, установленного на Корнеевском поднятии в скважинах № 94, 1055, 1846, 1847 и появлением во «врезовой» зоне пласта С1бр0, состоящего из 1-2 прослоев-коллекторов.
В кровле пласты-коллекторы перекрываются одновозрастными плотными глинистыми породами.
На Катергинском поднятии установлена залежь нефти литологически ограниченная с юга зоной отсутствия коллекторов. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скв. № 932 равна 1,6 м. ВНК проведен по результатам ГИС и опробования на абсолютной отметке минус 1119,0м.
Размеры залежи составляют 0,48 км2, этаж нефтеносности равен 1,9м.
Две самые большие по площади залежи нефти (р-н скв. № 1745 и 9273) вскрыты 102 и 32 скважинами соответственно. Залежи занимают центральную часть Нурлатского вала и имеют северо-западное простирание. Значительная часть площади залежей характеризуется отсутствием пласта-коллектора.
Размеры залежей составляют 25,3 км2 и 8,6 км2. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 11,2 м и от 1,0 до 7,9 м соответственно. Различие в отметках контакта нефть-вода в западной и восточной частях залежей (от минус 1136,0 до минус 1141,0 м) может быть связано с существованием наклонного ВНК.
Однако авторы работы склоняются к версии блокового строения фундамента и образованием грабенообразных прогибов в осадочном чехле над разломами [5].
В процессе разбуривания Корнеевского поднятия было уточнено геологическое строение залежи нефти: пробурены четыре скважины, две из которых (скв. № 1847, 1055) вскрыли продуктивные отложения с нефтенасыщенными толщинами равными 1,2 и 12,8 м. В пределах контура нефтеносности, принятого на абсолютной отметке минус 1127 м, площадь залежи составляет 0,23 км2, высота равна-10,8 м.
В юго-восточной части месторождения установлены три залежи нефти (р-н скв. №1835, 9269, 1850) пластово-сводового типа с частичным литологическим ограничением. Площади небольшие, составляют 0,42; 2,0; 1,0 км2 соответственно. ВНК изменяются от минус 1116,0 до минус 1152,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,2 до 7,2 м.
Вверх по разрезу на глубине 1004 м залегают карбонатные породы башкирско-серпуховского возраста, к которым приурочены четыре залежи нефти массивного типа.
Продуктивные породы сложены переслаиванием пористо-проницаемых пород и их плотных разностей. Толщины проницаемых прослоев и их количество от скважины к скважине меняется за счет замещения плотными известняками и доломитами. Число эффективных прослоев по разрезу достигает 17, нефтенасыщенных – 10. О большой неоднородности разреза свидетельствует величина коэффициента расчлененности, равная 4,98. Средняя общая толщина отложений равна 29,0 м, эффективная нефтенасыщенная составляет 6,9 м, эффективная- 12,0 м, поэтому доля коллекторов достигает лишь 0,36ед. В подошве башкирских пластов-коллекторов залегает пачка плотных карбонатных пород толщиной от 0,6 до 15,6 м.
Самая большая залежь нефти имеет вытянутую форму северо-западного простирания площадью около 50 км2. В пределах контура нефтеносности пробурены 206 скважин
Этаж нефтеносности составляет 52,3м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,2 до 17,6м в зависимости от положения скважины на структуре. В двух скважинах № 40 и 1804 пласты-коллекторы замещены на плотные разности известняков.
На Катергинском (р-н скв. №932), Восточно-Узеевском (р-н скв. № 920) и Проселочном (р-н скв. № 1060) поднятиях выявлены залежи нефти небольших размеров. ВНК принят по данным опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 864 м. Этажи нефтеносности равны 9,7 м, 5,3 м и 25 м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,0 до 19,7 м.
Покрышкой для залежей нефти служат плотные доломиты и известняки, залегающие в кровельной части башкирского яруса (до 19,6 м) и в подошвенной верейского горизонта (рис. 1.4) [4,5].
Выше по разрезу на глубине 958 м залегают карбонатные породы верейского горизонта, к которым приурочены три залежи нефти пластово-сводового типа. Нефтеносность данных отложений связана с пластами, индексируемыми сверху вниз как С2вр-5, , С2вр-3 и С2вр-2. Пласты С2вр-6, С2вр-4, С2вр-1 являются коллекторами лишь в единичных скважинах. Они разделены друг от друга пачками аргиллитов и глинистых алевролитов толщиной до 6,0 м.
В 42 скважинах все шесть пластов фациально замещены уплотненными и глинистыми известняками. Наиболее выдержанным по всей площади месторождения является пласт-коллектор С2вр-3 .

Весь текст будет доступен после покупки

. Амиров А.Д., Карапетов К.А. «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» М. Недра, 1979 г.
2. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М. : Недра 1989
3. Амиров А.Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин М. : Недра 1979
4. Байков Н.М. «Лабораторный контроль при добыче нефти и газа» М. Недра, 1983 г.
5. Баймухаметов М.К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в
нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана. Автореферат диссертации на соискание учёной степени к.т.н. Уфа, 2005.
6. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. «Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов» Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.
7. Бухаленко Е.И. «Справочник по нефтепромысловому оборудованию» М. Недра, 1983 г.
8. Викторин В.Д., Лычков Н.П. «Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам» М. Недра, 1980 г.
9. Гайдуков В.П. Технические расчеты при эксплуатации нефтяных скважин. М. : Недра. 1986
10. Гиматудинов Ш.К. «Справочная книга по добыче нефти» М. Недра, 1980 г.
Горошко С.А. Влияние ингибиторов парафиноотложений на эффективность транспорта газового конденсата месторождения “Прибрежное”. Автореферат дисссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук:. Краснодар, 2003.

Весь текст будет доступен после покупки