Повышение эффективности борьбы с АСПО на нефтепромысловом оборудовании

-

Весь текст будет доступен после покупки

Современный этап эксплуатации нефтегазовых месторождений характеризуется существенным осложнением добычи нефти вследствие увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, высокомолекулярных композиций в составе добываемой продукции скважин, роста фонда скважин с различными видами осложнений. Одним из наиболее серьёзных осложнений при добыче и транспортировке нефти являются АСПО.
На многих месторождениях эксплуатационный фонд подвержен интенсивным процессам формирования и накопления на скважинном оборудовании отложений, снижающих продуктивность добывающих скважин и, как следствие, их межремонтный период (МРП).
Целью ВКР является подбор наиболее оптимального мероприятия для эффективной борьбы с АСПО в условиях Орьебашевского месторождения.
В связи с поставленной целью ставились следующие задачи:
- Изучить геологические особенности Орьебашевского месторождения;
- Провести анализ работы осложненного фонда скважин;
- Предложить эффективное мероприятие по борьбе с АСПО на скважинах осложненного фонда Орьебашевского месторождения;
- Рассчитать технологические и экономические показатели предлагаемого мероприятия.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1. Геолого-физическая характеристика Орьебашевского месторождения
Орьебашевское месторождение открыто в 1959 году, вступило в эксплуатацию в1962 года.
Орьебашское нефтяное месторождение расположено в республике Башкортостан и относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на территории Янаульского и Калтасинского районов Башкортостана.
В 8 - 12 км к западу от него расположено Арланское месторождение, на юго – востоке оно граничит с Кузбаевским месторождением (рис.1).

Рис.1 - Обзорная карта нефтяных месторождений НГДУ «Краснохолмскнефть»
В таблице 1 приведены геолого-физические характериситики эксплуатационных объектов Орьебашевского месторождения.
Нефтеносность месторождения связана с пластами С21, С22, С12h, С1tur , Dф, D1, приуроченных к различным продуктивным пластам.

Разрез продуктивных отложений представлен терригенными породами. Коллектора представлены песчаниками от светло- до темно-серого, от мелко- до среднезернистого, сцементированного глинистым цементом, реже карбонатным.
Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м (скважина 7000). Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения верхнего докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольной и пермской систем, а также четвертичного возраста [1]. Сводный литолого-стратиграфический разрез показан на рисунке 2.
Рис. 2 - Схематический геологический профиль продуктивных отложений ТТНК, Турнейский ярус
В тектоническом отношении Орьебашевское месторождение приурочено к Бирской седловине, расположенной между Татарским и Башкирским сводами. По терригенной толще нижнего карбона Бирская седловина осложнена валами северо-западного простирания. Один из этих валов - Иванаевский в ядре представляет собой гигантский барьерный риф верхнефаменского возраста.

1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Отложения терригенного девона, представленные кыновским, пашийским, муллинским и старооскольским горизонтами, залегают на размытой поверхности додевонских отложений и перекрываются 2 - 5 м известняками саргаевского горизонта. Толщина терригенных отложений выдержана по всей площади месторождения (34 - 60 м). Терригенные отложения девона представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и известняков.
Промышленная нефтеносность в терригенных отложениях нижнего карбона установлена в пластах турнейского (С21, С22, С12h, С1tur, Dф, VIo2, D1) горизонтов. Суммарная толщина отложений терригенной толщин нижнего карбона колеблется от 44 до 65 м.
Пласт II тульского горизонта полностью отсутствует в восточной части месторождения. В западной и юго-западной частях месторождения развит широко и замещен коллектором лишь на отдельных небольших участках. Он сложен пористыми песчано-алевролитовыми породами и имеет неоднородное строение. Подразделяется на 1, 2 и редко на 4 прослоя. Коэффициент расчлененности равен 2,3, песчанистости - 0,48. Залежи пластово - сводовые, местами экранированные. Толщина пласта меняется в широком диапазоне от 0,9 до 4,7 м. На второй основной залежи выявлено рукавообразное залегание пласта с повышенными толщинами. Начало рукавообразного залегания отмечено скважиной № 1088, вскрывшей 9,6 м. Далее распространение "рукава" идет в южном направлении, причем с повышением залегания кровли пласта II, с 1192,5 м до 1174,3 м. Еще южнее пласт понижается до отметки 1186,2 в скважине № 2145, переходя в водонасыщенную часть. Еще южнее он раздваивается и, то, появляясь, то, исчезая, является нефтенасыщенным и залегает на отметках 1178 - 1185 м. В самой южной части залежи 2, одна из частей понижается до водонасыщенной части в скважине № 931 (отметка 1211,7 метров), а вторая часть исчезает, переходя в пластовый тип залегания.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки: Учебное пособие / под ред. М.А. Токарев, Э.Р. Ахмерова, А.А. Газизов, И.З. Денисламов. Уфа: Издательство УГНТУ. 115с.
2. Борхович С.Ю., Колесова С.Б., Трубицина Н.Г. Программы и методические рекомендации по организации практик студентов, обучающихся по направлению подготовки бакалавров 21.03.01 Нефтегазовое дело, направленность 21.03.01.01– Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти. ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», 2021.117с.
3. Безопасность жизнедеятельности: методические указания по дипломному проектированию / под ред. А.Н. Веденин. Санкт-Петербургский горный ин-т. Сост. Спб, 2005. 150 с.
4. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти.
М.: Недра, 1983. 449 с.
5. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974. 695 с.
6. Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. М Недра, 1977. 154 с.

Весь текст будет доступен после покупки