Технологии снижения негативных факторов отложения АСПО на внутрискважинном оборудовании при разработке Вачимского месторождения

ЗАДАНИЕ……………………………………………………………….………. 2
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК………………………………………….………… 3
СОДЕРЖАНИЕ…………………………………………………………………. 5
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………… 7
СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ………………. 8
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ………………………………………………..... 9
1.1. Общие сведения о месторождении……………………………………....... 10
1.2 Природно-климатические условия…………………………………...……. 12
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины.……… 13
1.4 Характеристика продуктивных пластов…………………………………... 17
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………..…………………. 25
2.1 Факторы, влияющие на работоспособность насоса……………………… 26
2.2 Влияние асфальтосмолопарафиноотложений на работоспособность глубинонасосного оборудования ……….………………………………….…..
33
2.3 Влияние температуры .................................................................................... 36
2.4 Борьба с осложнениями, возникающими при эксплуатации…………..…. 37
2.5 Технология удаления АСПО ………………………………………………. 40
2.6 Предотвращение и удаление осадков минеральных солей………………. 47
3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………..……………………………………….…... 50
3.1 Устройство центробежных насосов…………………………………..…… 51
3.2. Устройство и работа сепаратора…………………………………………… 58
3.3 Конструкция для удаления механических примесей……………………… 60
3.4. Совершенствование подбора установок ЭЦН к условиям откачки……. 63
3.5 Выбор электродвигателя…………………………………………………… 66
3.6 Станция управления и трансформатор……………………………………. 68
3.7 Классификация методов используемых в НГДУ “Федоровскнефть” по предотвращению отложений АСПО …………………………………………..
69
3.8 Тепловые методы борьбы с АСПО ………………………………………… 71
3.8.1 Применение нагревательной кабельной линии …………………………. 71
3.8.2 Тепловые методы удаления АСПО ……………………………………… 74
3.9 Химические методы борьбы с АСПО ……………………………………... 75
3.9.1 Химические методы предотвращения образования АСПО ……………. 75
3.9.2 Удалители и растворители АСПО ……………………………………….. 77
3.7.3 Подача химического реагента на прием глубинного электроцентробежного насоса ………………………………………………….
77
3.7.4 Контейнер Трил-П-См (отложения АСПВ) …………………………...... 79
3.8 Физические методы ………………………………………………………… 81
3.9 Механические методы удаления АСПО …………………………………... 84
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ....................................................... 89
4.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ ………………………………………….…..…………
90
4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ ……………………..……………………………………………………...
92
4.3 Санитарно-гигиенические требования к помещениям и размещению используемого оборудования……………………………………………….…
93
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса............................. 95
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности……………… 96
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 97
4.7 Экологичность работы…………………………………………………….. 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………... 100
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ………………...……….. 103
ПРИЛОЖЕНИЯ………………………………………………………………... 107

Весь текст будет доступен после покупки

Месторожения Западной Сибири, к которым и относится Вачимское месторождения, находятся на поздней стадии эксплуатации, что характеризуется снижением пластовых давлений и температуры и увеличением обводненности добываемой продукции.
Месторождения Среднего Приобья характеризуются выработкой запасов более 67 %. Остаточные запасы относятся к трудноизвлекаемым. Обводненность продукции на действующем фонде скважин достигает 93,6 %.
Вачимское месторождение отличается многопластовым строением и на нем осуществляется ряд геологотехнических мероприятий, для поддержания уровня добычи нефти.
На многих скважинах проведен гидроразрыв пласта с положительными результатами. Проведена оптимизация режима работ, что связано с отказом подземного оборудования. Существуют также метод не стационарного заводнения. Предусматривается бурение дополнительных кустовых площадей. Для Вачимского месторождения принято основным методом механизированной добычи считать применение погружных электроцентробежных насосов. Особый температурный режим скважин, свойства пластовой жидкости, повышенные дебиты, обводненность, механические примеси и ряд других обстоятельств оказывают влияние на работу подземного глубинонасосного оборудования.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Общие сведения о месторождении
Вачимское месторождение одно из пяти месторождений разрабатываемых НГДУ "Быстринскнефть", расположено вблизи крупных месторождений, таких как Федоровское, Лянторское, Быстринское и Яун-Лорское. В административном отношении Вачимское месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 70 км к северо-западу от города Сургута. Непосредственно на площади работ населённые пункты отсутствуют. Ближайшими являются г. Сургут, г. Лянтор.
Особенностью разработки месторождений Западной Сибири, в частности Ватинского месторождения, является – поддержание пластового давления.
Быстрый рост обводненности скважин, обусловленный различным положением контура нефтеносности с различным положением контура нефтеносности при различных значениях подвижности нефти, влиянием внутриконтурного и законтурного заводнения, что требует дифференцированного подхода в режимах воздействия на разрабатываемые горизонты.
Следует считать неблагоприятным фактором опережающую выработку пластов, расположенных в верхней части разреза, вследствии сложности их изоляции.
На начальных этапах разработки месторождений Западной Сибири добыча нефти осуществлялась фонтанным способом. Однако этот процесс добычи носит кратковременный характер.
Поэтому при проектировании разработки месторождений, необходимо сразу определять, какими механизированными методами осуществлять наиболее эффективную добычу нефти.
Для Вачимского месторождения принято основным методом механизированной добычи считать применение погружных электроцентробежных насосов [1].
Для выбора технологического оборудования важно иметь данные по дебитам скважин месторождения. С увеличением обводненности скважин растет дебит, что характерно для многих месторождений.
Особый температурный режим скважин оказывает влияние на работу подземного глубинонасосного оборудования.
Устьевая температура с увеличением дебита растет. На рисунке 1.1, 1.2.

Рисунок 1.1 Влияние устьевой температуры на дебит скважины


Рисунок 1.2 Интенсивность запарафинивания скважин
Анализ данных по свойствам пластовой жидкости, показывает, что имеет место образования слоя парафина на внутренней поверхности лифтовой колонны труб и внутрискважинном оборудовании.
Для Вачимского месторождения температура нефти в пластовых условиях равна ?+37-40?^0С, пластовое давление ?Р=5,0?6,5мПа.
При повышенных дебитах скважин и высокой обводненности продукции наблюдаются процессы разрушения продуктивного пласта, с выносом механических частиц в ствол скважины.
Содержание механических примесей может достигать 100?270 мг/л. При определенных условиях, особенно когда поддержание пластового давления ведется с применением пресной воды, в промысловом оборудовании возможно отложение солей кальция, в том числе и на корпусе погружных центробежных насосов. Качество воды играет важную роль в нарушении солевого равновесия в пластовой системе, режим работы скважины – дебит и величина забойного давления, обводненность.
Отложение солей также наблюдается в рабочих органах глубинных насосов. При росте слоя отложений происходит уменьшение живого сечения осевого канала лифтовой колонны труб и возрастанию гидравлических сопротивлений.
Активизация коррозионных процессов также способствует наличие углекислого газа. Интенсивность процессов в условиях доступа кислорода, что возможно при закачке воды, поддержания пластового давления. Физико-химические свойства нефти, газа и воды также влияют на возникновение коррозионных процессов.
Выделение углекислого газа в свободном состоянии при снижении забойного давления ниже давления насыщения, содержание хлоридов в попутных водах (6?10г/л), способствует возникновению питтинговой коррозии и локальному разрушению стальной поверхности.

1.2 Природно-климатические условия

Центральная часть Западно-Сибирской равнины - где расположены Нижневартовский, Сургутский и Шаимский нефтеносные районы, отличаются сложными природно-климатическими условиями, что определяет особенности эксплуатации месторождений, принципам их разработки и подбором соответствующих технических средств и технологий [2].
Район расположен в зоне с резко континентальным климатом и высокой влажностью. Имеет место относительно короткое, но жаркое лето, сильные морозы зимой, до 55^0С, поздние весенние и ранние осенние заморозки.
Все площадки месторождений находятся в заболоченной жидкости, с наличием озер и болот, иногда слабо приподнятыми возвышенностями, чередованием водоразделов с пониженными участками рельефа.
Паводки на реке Оби приводят к затапливанию больших территорий, на которых расположены нефтяные скважины месторождений, что затрудняет их освоение и эксплуатацию.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

В тектоническом отношении Вачимское месторождение представляет собой систему локальных поднятий: Куншанского, Карьяунского, Таплорского, Сапоркинского, Мильтонского [3].
Карьяунское поднятие расположено в северо-западной части месторождения (район разведочных скважин 9,21,27) и представляет собой антиклинальную складку субмеридионально направления с размерами по замыкающей изогипсе 1970 м. 2,5x6 км. с амплитудой 20 метров.
Типичная схема корреляции литологической изменчивости приведена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Типичная схема корреляции литологической изменчивости

Таплорское поднятие расположено в 4-5 км юго-восточнее Карьяунского поднятия (район разведочных скважин 8,46.49,19,57,20,24) и представляет собой антиклинальную изометрическую складку северо-восточного направления. Размер по замыкающей изогипсе 1970 6,5x8,5 км с амплитудой 30 метров.
Куншанское поднятие расположено в 4-5 км к югу от Карьяунского и представляет собой антиклинальную изометрическую складку северо-восточного направления. Размер по замыкающей изогипсе 1970 2x6 км с амплитудой 10 метров.
Сапоркинское поднятие расположено к юго-востоку от Вачимского и представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания. Размер 3x5 км по замыкающей изогипсе 1930 м с амплитудой 10 метров [4].

Весь текст будет доступен после покупки

1. Геология России и ближнего зарубежья (Северной Евразии):
Учебник. – М.: Изд-во МГУ, 2066. – 448 с.: ил.
2. Исследование влияния геологической неоднородности продуктивных пластов Вачимского месторождения. Диссертация. Пасыров Ч.Г., Краснодар, 2004, - 235 с.
3. Проект разработки Вачимского месторождения. Отчет / СургутНИПИнефть, рук. темы Андреев Е А., Киреев Л.А., Насыров Г.Г., Сургут, 2001. – 325 с.
4. Пересчет запасов нефти на Вачимском месторождения. Отчет/ ВНИИКРнефть, рук. темы Зубик И.Л. – Краснодар, 2006, - 158 с.
5. Проектирование разработки крупных месторождений,
Сатаров М.М. и др., - Москва, Недра 2009.
6. Уточненная технологическая схема разработки Вачимского месторождения: Отчет/ СургутНИНИнефть, рук. темы Акханов Ф.М., Шарафутдинова Л. И., Панова Р.К., 1878/ У1, Сургут, 2001. – 143 с.
7. Максимов В.П. Некоторые вопросы глубинонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири. / В.П. Максимов, В.А. Афанасьев, А.В. Елизаров. / Обзорная информация. Серия "Нефтепромысловое дело", выпуск №4, - Москва, ВНИИОЭНГ, 1981 г.
8. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. – Москва, издательство "Недра", 1976 г.
9. Ляпков П.Д. К расчету режима работы погружного центробежного насоса в нефтяной скважине. / П.Д. Ляпков. Труды ВНИИ. Выпуск №51, - Москва, издательство "Недра", 1967 г.
10. Андреев В.В. Справочный материал по добыче нефти. /
В.А. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Данилов и другие./ Под редакцией
К.Р. Уразакова, - Москва, издательство ООО "Недра - Бизнесцентр", 2000 г.

Весь текст будет доступен после покупки