Борьба с осложнениями при эксплуатации механизированного фонда скважин Таныпского месторождения

Курсовая работа

Информация, собранная в данном курсовом проекте является актуальной и полезной, поскольку каждый нефтепромысел сталкивается с проблемами связанными с осложнениями, возникающими в процессе добычи.

Именно из-за осложнений, возникающих при добыче нефти, снижается МРП и МОП работы насосного оборудования, дебит добывающих скважин, пропускная способность нефтепроводных коммуникаций, происходят преждевременные поломки различного оборудования, возникает нужда в неплановых ремонтах, что в последствие приводит к снижению уровня добычи и дополнительным затратам.

Поэтому следует оказывать пристальное внимание методам борьбы и прндотвращения осложненений, проводить исследования выявлять новые методы борьбы и предотвращения осложнений и повышать эффективность уже имеющихся методов, так как с экономической точки зрения активно бороться и стараться предотвращать отрицательные воздействия осложнений выгодно.

1. Геологическая часть, .1 Общие сведения о месторождении

Таныпское месторождение расположено на юге Пермской области, в 195-200 км. южнее г.Пермь. В административном отношении месторождение находится в пределах Уинского и Чернушинского районов. Ближайшими населенными пунктами являются села и деревни: Деменево, Коробейники, Калиновка, Красногорка и др. Район обладает достаточно развитой нефтедобывающей промышленностью, на его территории расположены заводы ЖБК, металлоконструкции и кирпичный; строительные организации; ряд предприятий по переработке сельскохозяйственного сырья, а также предприятия по обслуживанию автотранспорта.

Через рассматриваемый район проходят магистральные нефтепроводы — Чернушка-Оса, Чернушка-Калтасы; железная дорога Свердловск-Казань; автотрасса Чернушка-Оса-Пермь, проходящая в 7 км западнее Таныпского месторождения. Помимо этих путей имеется редкая сеть проселочных дорог и лесных, пригодных для передвижения в летнее время.

Таныпское месторождение открыто в 1951 году. В 1956 году по данным 20 разведочных скважин был осуществлен первый подсчет запасов нефти и газа утвержденный ГКЗ СССР (все скважины были пробурены в пределах Таныпского участка) и в 1958 году месторождение было введено в разработку.

Повторно подсчет запасов этого же участка был произведен в 1962 году ЦНИЛом объединения «Пермнефть» по данным уже 55 скважин и также утвержден ГКЗ СССР.

В1969 году ПФ «Гипровостокнефть» были подсчитаны запасы нефти и растворенного газа по Северо -Таныпскому участку месторождения по данным бурения 6 разведочных скважин. Эти запасы были утверждены ЦКЗ МНП и приняты на баланс в 1970 году.

17 стр., 8059 слов

Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

... свойства нефтесодержащих коллекторов и физические свойства насыщающего флюида. Общие сведения о месторождениях высоковязких нефтей и природных битумов По наиболее широко используемой в мировой практике классификации ... их сложно перекачивать, они плохо протекают в скважине, и даже при больших запасах трудно отбирать большие дебиты. Высоковязкие нефти на рынке стоят дешевле, относятся к категории ...

Позднее, в течение 1970-1978 г.г. Таныпское месторождение вводится в активную разработку и разбуривание разведочным и добывающим фондом скважин. На 01.01. 1978 года фонд скважин по месторождению составил 178 единиц. Был накоплен обширный геолого-промысловый материал, позволивший осуществить третий подсчет запасов нефти и газа всех продуктивных пластов месторождения, а 20 ти летний период разработки привел к необходимости корректировки величин коэффициентов нефтеизвлечения.

Подсчет был осуществлен институтом «ПермНИПИнефть» и результатом его явилось:

  • Выделение в разрезе месторождения продуктивных пластов КВ1, В3В4 в каширо-верейских отложениях, Бш в башкирском ярусе, Тл-1а, Тл-1б, Тл-1в, Тл-2а, Тл-2б в тульском, Бб1,Бб2 в бобриковском, Мл в радаевском горизонтах и Т в турнейском ярусе.
  • Рассмотрение залежей Таныпского и Северо-Таныпского поднятий как нефтеносных площадей единого Таныпского месторождения. (Ранее они рассматривались самостоятельно).

  • Выделение в пределах каждого продуктивного пласта самостоятельных залежей и обоснование положения ВНК по данным ГИС и опробования.
  • Определение подсчетных параметров для каждой из выделенных залежей и пересчет запасов нефти, растворенного газа и сопутствующих компонентов по ним.

Результаты пересчета запасов были утверждены ГКЗ СССР в 1979 году и приняты на госбаланс.

В целом запасы нефти Таныпского месторождения утверждены ГКЗ СССР (протокол № 8240 от 28.02.1979 г.) в количестве :

геологические- 54469 тыс.т.

извлекаемые — 27269 тыс.т., по категории АВС1;

  • извлекаемые — 1918 тыс.т. по категории С2.

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Таныпского месторождения изучен на глубину 2400 м по разрезам поисково — разведочных и эксплуатационных скважин и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, которые перекрыты четвертичными отложениями.

В основу стратиграфического деления разреза положена унифицированная схема Волго-Уральской нефтеносной провинции, утвержденная в 1962 г. с учетом изменений, внесенных «Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы», проходившего в Ленинграде в 1988 году.

На отложениях вендского комплекса, представленных бородулинской свитой (до 214 м) с большим стратиграфическим несогласием налегают девонские отложения. Представлены они песчано-аргиллитово-алевролитовыми отложениями толщиной от 9 до 21 м живетского яруса среднего девона, а также отложениями франского и фаменского ярусов верхнего девона. Франский ярус сложен преимущественно терригенными породами пашийского и тиманского горизонтов толщиной 4-7 м и 6-16 м соответственно. На отложениях тиманского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений саргаевского и доманикового горизонтов нижнефранского подъяруса, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса.

По данным КОВНИГНИ, изученная площадь, расположена в пределах II группы разрезов, карбонатного девона — разрезов глубоководного шельфа и по литолого-тектоническим особенностям отнесена к терригенно-карбонатному межрифовому типу.

11 стр., 5167 слов

Особенности формирования и нефтегазоносность терригенных отложениях ...

... является изучение геологического строения и истории формирования девонских терригенных отложений северо-восточной части Волго-Уральской провинции и выявление возможных перспектив нефтегазоносности. ... ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В геологической истории развития территории Волго-Уральской области выделяются рифейский, ...

Толщина отложений карбонатного девона составляет 489-590 м.

На карбонатных отложениях девонской системы залегают отложения каменноугольной системы, представленные всеми отделами.

Разрез нижнего карбона сложен карбонатной толщей турнейского яруса (79-119 м) к верхней части, которой приурочен нефтяной пласт Т; терригенно-карбонатными отложениями кожимского и окского надгоризонтов визейского яруса и карбонатными отложениями серпуховского яруса. Кожимский надгоризонт в свою очередь сложен терригенными отложениями радаевского (нефтяной пласт Мл) и бобриковского (нефтяные пласты Бб-1, Бб-2) горизонтов, Окский надгоризонт сложен терригенно-карбонатными отложениями тульского горизонта (пласты Тл-1а, Тл-1б, Тл-1в, Тл-2а, Тл-2б) и карбонатными отложениями верхней части надгоризонта. Общая толщина визейского яруса изменяется в пределах 317 м — 438 м. Карбонатная толща окско-серпуховских отложений составляет 243-329 м.

На отложения нижнего карбона со стратиграфическим несогласием налегают карбонатные отложения среднего карбона, представленные известняками башкирского яруса (пласт Бш), толщиной 45-71 м; чередованием известняков, мергелей, аргиллитов, алевролитов, реже доломитов верейского и каширского горизонтов (пласты В 3 В4 и КВ1 ) толщиной 53-68 м и 48-66 м соответственно; известняками и доломитами подольского и мячковского горизонтов.

Верхний карбон сложен карбонатными отложениями, не содержащими нефтяных пластов.

Общая толщина каменноугольной системы 574-616 м.

На отложениях каменноугольной системы залегают отложения пермской системы, представленные нижним и верхним отделами.

Нижний отдел сложен преимущественно карбонатными образованиями: доломитами и известняками с включениями гипса и ангидрита. Роль гипсов и ангидрита значительно возрастает в отложениях кунгурского яруса. Для отложений верхнего отдела пермской системы характерны терригенные породы: пестроцветные глины, алевролиты, песчаники с прослоями доломитов, гипсов и мергелей.

Общая мощность пермских отложений изменяется от 356 до 459 м.

Четвертичные отложения, перекрывающие пермские, представлены суглинками и глинами коричневато-серыми и желтовато-серыми, в нижней части с гравием и галькой.

Толщина отложений 3-22 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Таныпская структура приурочена к западной части Таныпского атолла, осложняющей его северный склон Башкирского свода. Структура вытянута в меридиональном направлении. Генетической основой ее является верхнедевонский Таныпский атолл. Отложения каменноугольной системы представлены структурами облекания древних рифогенных образований.

В работе [18] на основе структурных построений по маркирующим горизонтам были сделаны следующие выводы:

  • Таныпская структура представляет собой брахиантиклинальную складку. Складка осложнена двумя поднятиями Северо-Таныпским и Таныпским, которые в свою очередь осложнены рядом мелких куполов. Простирание структуры близко к меридиональному.
  • В генетическом отношении Таныкская структура является тектоно-седиментационной. Основное ядро структуры составляют верхнедевонские рифогенные сооружения.
  • Общей закономерностью для всего разреза является наличие более крутого западного крыла и постепенное выполаживание структуры вверх по разрезу.

Новые геологические данные, полученные в результате дополнительных сейсморазведочных работ (СП 11/95; 11/96-97; 11/99) и бурения 38 новых скважин не внесли существенных изменений в представления о тектоническом строении собственно Таныпской структуры, но детализировали ее северную периклиналь, восточное крыло и юго-восточное окончание.

На северной периклинали структуры по данным СП 11/99 закартирована приподнятая зона типа «структурный нос» тектонического генезиса, увеличивающая перспективы нефтеносности Таныпского месторождения в северо-восточном направлении. Все структурные построения в этом районе уточнены в настоящей работе согласно данным сейсморазведки, но с достаточной степенью осторожности, поскольку глубоким бурением зона не охарактеризована.

На юго-восточном окончании структуры по редкой сети сейсмопрофилей выделен приподнятый участок тектоно-седиментационного генезиса, представляющую собой структурную террасу почти широтного простирания, осложненную Петуховским поднятием. Наличие поднятия подтверждено данными глубокого бурения (скв. 190, 192, 193, 314, 316, 397, 601).

Согласно данным сейсморазведки и глубокого бурения Петуховское поднятие по кровле терригенных отложений тульского горизонта осложнено двумя куполами разнонаправленного простирания. Купола оконтуриваются замкнутой изогипсой минус 1260 м.

Купол в районе скв.601 почти изометричной формы, имеет размеры 1,75 ×1,3 км, амплитуда его составляет 11 м. Купол в районе скв. 314 имеет северо-западное простирание. Размеры его равны 1,6×1,15 км. Амплитуда купола составляет 14,5 м.

Разведочная Петуховская скв. 316 вскрыла продуктивные пласты тульского и бобриковского горизонтов в водоносных зонах. Вероятно правильнее было бы относить ее к юго-восточному окончанию Таныпского поднятия. По отложениям бобриковского горизонта (пл. Бб-1) Петуховское поднятие также представлено двумя куполами, оконтуриваемыми замкнутыми изогипсами минус 1270 м. Амплитуды куполов составляют 12 м и 16 м соответственно в районе 397-601 и 314. По отложениям турнейского яруса Петуховское поднятие представлено двумя куполами, окунтуриванными изогипсами минус 1320 м. Амплитуда купола в районе скв.314 составляет 7 м, амплитуда купола в районе скв.601 равна 17 м.

Залежей нефти эти отложения не содержат

Выше по разрезу по отложениям среднего карбона Петуховское поднятие выполаживается и теряет свои аккумулирующие свойства. В отложениях башкирского и верейского горизонтов по данным ГИС отмечаются лишь единичные нефтяные прослои, толщиной до 1,5м.

Характеристика структуры по поднятиям приведена в таблице 1

Таблица

Поднятие

Горизонт,

Замкнутая

Размеры,

Амплитуда,

Свод

ярус

изогипса,

км

м

поднятия

абс.отм,м

скважина

абс.отм.

кровли,м

Северо-Таныпское

турнейский

-1270

6 х 1,6

21

357 /-1248,9

Таныпское

турнейский

-1270

9,2 х 1,5

45

9083 /-1224,9

С.Танып. + Танып.

турнейский

-1280

17,5 х 2,6

55

9083 /-1224,9

Петуховское:

р-н скв.314

турнейский

-1320

1,2 х 0,8

7

314 /-1312,9

р-н скв.601

турнейский

-1320

1,4 х 1,3

17

601 /-1303,2

Северо-Таныпское

тульский

-1210

3,4 х 1,5

18

356 / -1192

Таныпское

тульский

-1210

9 х 1,6

34

304 / -1176,2

С.Танып. + Танып.

тульский

-1220

15,7 х 2,5

44

304 / -1176,2

Петуховское:

р-н скв.314

тульский

-1260

1,6 х 1,15

14,5

314 /-1245,5

р-н скв.601

тульский

-1260

1,75 х 1,3

11

397 /-1249

С.Танып. + Танып.

башкирский

-860

13,7 х 4,5

32

304 / -828,2

Петуховское:

башкирский

нет поднятия

1.4 Нефтегазоносность

Таныпское месторождение находится в районе расположения таких разрабатываемых нефтяных месторождений как Тулвинское, расположенное в 10 км к югу от Таныпского; Аспинское в 8-10 км на северо-восток; Самойловское и Капканское в 3-4 км к западу. Для этого района характерно наличие залежей нефти в отложениях нижнего и среднего карбона.

Промышленная нефтеносность Таныпского месторождения на дату подсчета запасов нефти, была установлена в продуктивных пластах : КВ1 , В3 В4 каширско-верейских отложений, Бш башкирского яруса, Тл-1а, Тл-1б, Тл-1в, Тл-2а, Тл-2б тульского горизонта, Бб-1, Бб-2 бобриковского горизонта, Мл радаевского горизонта и Т турнейского яруса на Северо-Таныпском и Таныпском поднятиях.

Нефтепроявления непромышленного характера были отмечены в отложениях венда, живетского и франского ярусов.

Новые скважины вскрыли разрез месторождения преимущественно до отложений турнейского яруса и подтвердили ранее выявленную промышленную нефтеносность, не внеся значительных уточнений в ее качественную характеристику.

Кроме того, открыты небольшие самостоятельные залежи нефти в пластах Тл-2а тульского и Бб-1 бобриковского горизонтов на новом Петуховском поднятии.

Ниже дается характеристика залежей нефти продуктивных пластов Тл-1а, Тл-1б, Тл-2а, Бб-1, Бб-2 , Мл, Т сверху вниз.

Пласт Тл-1а залегает на глубине 1343 м, приурочен к кровле карбонатно-терригенной пачки тульского горизонта и представлен песчаниками и алевролитами.

Пласт достаточно хорошо выдержан по площади месторождения. Редкие локальные зоны замещения коллектора пласта наблюдаются на Северо-Таныпском поднятии в районе скв. 330; 316-329; 317-325, на Таныпском поднятии в районе скв. 41, 31-59; 68-55-72.

Коллектор пласта Тл-1а сложен 1-3 проницаемыми пропластками толщиной 0,2-2,4 м. Общая толщина пласта достигает 5,8 м, а эффективная всего лишь 2,4 м. Коэффициент песчанистости пласта равен 0,629, расчлененности — 1.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 17,6х 3,8 км.

Высота ее равна 57,8 км. Нефтенасыщенная толщина пласта меняется по залежи от 0,4 м до 2,4 м. В большинстве же скважин нефтенасыщенная толщина пласта Тл-1а колеблется в пределах 1-1,5 м.

Промышленная нефтеносность пласта Тл-1а подтверждена получением притоков нефти из интервалов перфорации в скважинах 53 и 363 (1 скв.).

По нижней дыре перфорации в скв. 363 на абсолютной отметке минус 1185 м была ранее принята и утверждена ГКЗ СССР граница запасов нефти категории С1 .

Пласт Тл-1б залегает на 3-8 м ниже пласта Тл-1а на глубине 1353-1411 м, и сложен песчаниками, алевролитами и известняками.

Пласт более, чем Тл-1а, литологически неоднороден по площади и разрезу месторождения. Коллектор пласта Тл-1б замещен плотными породами на большей части основного Таныпского поднятия, меридиональная зона замещения коллектора пересекает южный участок Таныпского поднятия. Пласт сложен 1-5 проницаемыми прослоями толщиной 0,2-1,6 м. Общая толщина пласта не превышает 9,2 м, а эффективная 3 м.

Залежь нефти пласта Тл-1б пластовая литологически экранированная. Зонами замещения залежь разделена на три самостоятельных:

1. северо-Таныпскую;

2. Таныпскую (основную);

3. Таныпскую (южный участок).

Размеры основной Таныпской залежи невелики и составляют 4,3х 1,6 км. Высота залежи равна 49,6 м, нефтенасыщенная толщина здесь преимущественно 0,4-0,8 м. Промышленная значимость этой части залежи не была установлена ранее и не подтверждена по состоянию на 1.01.05 г.

Размеры залежи южного участка Таныпского поднятия 3,6х 1,9 км. Высота ее 36,5 м. Нефтенасыщенная толщина колеблется от 0, 8 до 3 м.

Пласт Тл-1в залегает на глубине 1361 м, на 2-7 м ниже пласта Тл-1б, представлен проницаемыми разностями карбонатных (известняки, доломиты) и терригенных (песчаники, алевролиты) пород невыдержанных как по площади, так и по разрезу месторождения.

Количество проницаемых прослоев в пласте Тл-1в меняется от 1 до 3, при этом коэффициент расчлененности пласта равен 1,08. Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,4 м до 2,4 м. Суммарная эффективная толщина пласта достигает 3 м, а общая его толщина не более 4,4 м.

Коэффициент песчанистости пласта составляет 0,566.

Ранее в пласте Тл-1в выделялась единая для Северо-Таныпского и Таныпского поднятий нефтяная залежь пластового литологически экранированного типа.

Новые скважины не изменили представлений о залежи, детализировав геометрию контура нефтеносности залежи и границы зон замещения в районах бурения новых скважин.

Положение водонефтяного контакта по залежи пласта Тл-1в было утверждено условно единым с пластами Тл-1а и Тл-1б на абсолютной отметке минус 1214 м.

Подтверждено опробованием перфорацией промышленное нефтенасыщение пласта Тл-1в до абсолютной отметки минус 1206,4 м в скв. 111 также на Таныпском поднятии. На этой отметке была утверждена граница запасов нефти категории С1 .

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 15,6х 2,5 км. Высота залежи равна 41,4 км. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0 в зонах замещения до 3 м. В большинстве скважин нефтенасыщенная толщина пласта находится в пределах 0,8-1,2 м.

Пласт Тл-2а залегает на глубине 1378 м на Таныпском поднятии, на 1553 м на Петуховском поднятии в районе скв. 601 и на глубине 1478 м в районе скв. 314.

Пласт приурочен к кровельной части терригенной пачки тульского горизонта, представлен 1-4 проницаемыми прослоями песчаника толщиной 0,6-1,6 м на Таныпском поднятии и 0,4-5 м на Петуховском.

Пласт крайне не выдержан по площади месторождения. Наблюдается его полное замещение плотными глинистыми породами на всей площади Северо-Таныпского поднятия и на большей части Таныпского поднятия. Небольшая, ранее выявленная, залежь нефти приурочена к южному участку Таныпского поднятия и две новые залежи выделены в районах двух куполов Петуховского поднятия.

Залежь нефти южного участка Таныпского поднятия пластовая литологически экранированная. Положение ВНК по ней было принято и утверждено ГКЗ СССР условно единым с пластами Тл-2б, Бб-1, Бб-2 на абсолютной отметке минус 1235 м.

Размеры залежи южного участка пласта Тл-2а составляют 3,4 х 2 км. Высота ее равна 43 км. Нефтенасыщенная толщина изменяется по площади залежи от 0,6 м до 1,6 м.

Пласт Тл-2б залегает на глубине 1389 м, на 2-11 м ниже пласта Тл-2а и представлен проницаемыми прослоями песчаника, чередующегося с плотными глинистыми разностями. Толщина проницаемых прослоев достигает 12,3 м. Пласт не выдержан по площади месторождения и разрезу. В ряде скважин он сливается с нижележащим пластом Бб-1, в других расчлененность его достигает 6, в третьих полностью замещается плотными глинистыми породами.

Наиболее часто пласт отсутствует на Таныпском поднятии. Здесь наблюдаются как локальные зоны замещения в районах скв. 25; 36; 403; 630; 48; 615; 121; 72; 215, так и достаточно обширная зона почти широтного простирания в районе скв. 15 — эффективная толщина пласта достигает 13 м при общей максимальной толщине пласта 15.2 м. К пласту Тл-2б приурочена единая для Северо-Таныпского и Таныпского поднятий залежь. Зона замещения коллектора отделяет южный участок залежи от основной в самостоятельный объект разработки.

Залежь нефти пласта Тл-2б пластовая литологически экранированная. Размеры основной части залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 11,5х 3 км. Высота залежи 49 м, нефтенасыщенная толщина меняется по залежи от 0,6-0,9 м в крыльевых зонах залежи до 12,3-13м в сводовых .

Размеры южного участка залежи составляют 3,9х 1,6 км. Высота залежи на этом участке 33 м. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах 0,8-4,2 м. Преимущественная нефтенасыщенная толщина пласта на этом участке 1,7-1,6 м.

Пласт Бб-1 залегает на глубине 1385 м на основной площади месторождения и на глубине 1486-1561 м на Петуховском поднятии, приурочен к верхней части бобриковского горизонта. Пласт отделяется от вышележащего пласта Тл-2б 2-8 м прослоем плотных глинистых пород, но в 9%скважин Северо-Таныпского и Таныпского поднятий пласты Тл-2б и Бб сливаются. На основной части Таныпского месторождения количество проницаемых прослоев, слагающих пласт Бб-1, колеблется от 1 до 7, при этом коэффициент расчлененности пласта всего 2,01. Толщина проницаемых прослоев колеблется в широких пределах от 0,4 м до 18,6 м., суммарная эффективная толщина пласта меняется в этих же пределах, а общая от 1 м до 24 м. Коэффициент песчанистости пласта равен 0,795.. Эффективная толщина пласта здесь меняется от 1,6 до 17,4 м, общая от 8,8 м до 22,4 м. Пласт Бб-1 распространен по всей площади месторождения и лишь в редких скважинах на севере Северо-Таныпского поднятия (скв. 316 и 376) и в центральной части Таныпского поднятия (скв. 9083 и 614) наблюдают локальные зоны замещения коллектора глинистыми породами.

В пласте Бб-1 ранее выделялась одна залежь нефти единая для Северо-Таныпского и Таныпского поднятий. Размеры залежи Северо-Таныпского и Таныпского поднятий составляют 15х2,5 км. Высота ее равна 41,2 м. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0,9 м до 18,5 м. Залежь пластового типа с небольшими литологическими экранами.

Разведочными скважинами, пробуренными в 1996-1998 г. г. в сводах приподнятых участков, выявленных сейсмикой на юго-восточном окончании Таныпского поднятия, открыты две новые залежи.

Одна залежь, незначительных размеров, приурочена к куполу в р-не скв. 604, вторая к куполу в районе скв. 314.

В скв. 314 по ГИС нефтенасыщение отмечается до абсолютной отметки минус 1267,3 м. Пласт опробован перфорацией в скв. 314 абсолютной отметки минус 1262,5 м (н. д. п.).

В результате освоения получен приток нефти.

В скв. 316 с абсолютной отметки минус 1263,1 пласт Бб-1 водоносен. В скважине 601 пласт нефтеносен по данным ГИС до абсолютной отметки минус 1260,5 м. В остальных скважинах 190, 192, 193, 307 пласт Бб-1 водоносен. Наивысшая отметка водоносного пласта в скв. 397 на абсолютной отметке минус 1261,2 м.

Таким образом по залежи района скв. 314 рекомендуется принять условное положение ВНК по подошве нефтенасыщенного пропластка на абсолютной отметке минус 1267,3 м. По залежи в районе скв. 601 предлагается принять условное положение ВНК также по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв. 601 на абсолютной отметке минус 1260,5 м. Промышленная значимость залежи р-на скв. 601 на момент составления настоящего отчета не установлена.

Тип залежей пластовый плавающий

Пласт Бб-2 залегает на глубине 1445 м на Северо-Таныпском поднятии, 1396 м Таныпском и 1002 м на южном участке Таныпского поднятия. Пласт представлен чередованием проницаемых песчаников с плотными глинистыми разностями не выдержанными по площади и разрезу месторождения. Количество проницаемых прослоев, слагающих пласт меняется от 1 до 4, в то же время коэффициент расчлененности пласта Бб-2 меняется по месторождению незначительно: 1,88- Северо-Таныпское поднятие; 1,82 — Таныпское поднятие, основное; 2, 08 — Таныпское поднятие, южный участок. Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,4 м до 11м на Северо-Таныпском поднятии, 8 м на Таныпском и 6,7 м на южном участке Таныпского поднятия. Суммарная эффективная толщина пласта Бб-2 меняется по поднятиям от 0,6 м до 12,4 м; 11,0 м; 7,6 м соответственно. Общая толщина пласта достигает 17,6 м на Северо-Таныпском поднятии, 18,3 м на Таныпском и 12,2 м на южном участке Таныпского поднятия. Коэффициент песчанистости пласта с севера на юг меняется следующим образом: 0,776-0,661-0,678.

Замещение коллектора пласта Бб-2 плотными породами носит локальный характер. Две небольшие зоны замещения отмечены на северном периклинальном окончании Северо-Таныпского поднятия (скв. 329; скв. 330).

На Таныпском поднятии «пятна» зон замещения осложняют сводовые части основного и южного куполов. На Петуховском поднятии пласт замещен в скв. 192, расположенной на его юго-восточном окончании.

В пласте Бб-2, ранее и в настоящей работе, выделено четыре залежи нефти: две, небольшие по размерам, в пределах Северо-Таныпского поднятия. Одна залежь в районе скв. 357 и другая скв. 310.

Обе залежи пластового типа. Размеры их в пределах контура нефтеносности равны 1,6х 0,7 км и 0,9х 0,5 км соответственно. Высота залежей: 15,8 м в районе скв. 357 и 5,8 м в районе скв. 310. Нефтенасыщенная толщина пласта достигает 7,9 м в скв. 357 и уменьшается до 4,2 м в скв. 310.

На Таныпском поднятии залежи нефти приурочены к основному и южному куполам. Залежи также пластового типа. Размеры основной залежи составляют 5,6х 1,4 км. Практически все новые добывающие скважины пробурены в пределах основного купола Таныпского поднятия. Все они подтвердили ранее выявленные размеры и конфигурацию основной залежи. Высота этой залежи 33 м. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0,6 м до 7,8 м. В большинстве скважин колебание нефтенасыщенной толщины менее значительно и составляет 1,4-4 м.

Залежь южного купола Таныпского поднятия имеет размеры 2,5х 0,5 км. Высота ее 12,3 м, максимальная нефтенасыщенная толщина здесь достигает 5,8 м, минимальная — 1 м.

Пласт Мл. приурочен терригенным отложением радаевского горизонта, залегает на глубине 1464 м на Северо-Таныпском поднятии, 1404 м на основном куполе Таныпского поднятия и 1440 м на южном куполе Таныпского поднятия. Коллектор пласта Мл представлен 1-4 проницаемыми пропластками песчаника на Северо-Таныпском поднятии и основном куполе Таныпского поднятия и 1-3 пропластками на южном куполе Таныпского поднятия. Полностью замещен коллектор пласта плотными породами в скважинах 46, 351 на Северо-Таныпском поднятии; в скважинах 16; 412; 21-604-612 на основном куполе и в скважинах 69, 72, 73, 74, 77, 79, 76, 118, 126, 216, 217, 218 южного купола Таныпского поднятия.

Толщина проницаемых прослоев, слагающих пласт Мл колеблется в пределах0,3-7,8 м. Общая толщина пласта на большей части месторождения изменяется в пределах 1,4-13,8 м и только на южном куполе в пределах 0,8 — 9,4 м. Эффективная толщина меняется с севера на юг

От 0,8м до 7,1 м на Северо-Таныпском поднятии; до10 м на основном куполе Таныпского поднятия и до 3,2 м на южном куполе Таныпского поднятия. Коэффициент песчанистости по площади меняется, соответственно: 0,455 — 0, 512 — 0,364.

В пласте Мл было выделено четыре залежи нефти. Новые данные подтвердили их наличие и промышленную значимость, незначительно детализировав форму и размеры.

На Таныпском поднятии наиболее крупная залежь нефти приурочена к основному куполу и незначительная по размерам к южному куполу.

Залежь основного купола пластового типа с локальными литологическими экранами в сводовой части залежи. Положение ВНК по ней было утверждено как и по Северо-Таныпским залежам, условным на абсолютной отметке минус 1255 м. Новые скважины, пробуренные в пределах купола, не могут быть использованы для уточнения положения ВНК, т. к. залежь разрабатывается с 1958 года и пласт на настоящий момент значительно обводнен.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 5,2х 1,9 км. Площадь нефтеносности залежи на юго-западе сократилась в связи с тем, что в предыдущем отчете месторождения скв. 112 было нанесена на структурный план неверно.

Высота основной залежи равна 40,7 м. Нефтенасыщенная толщина меняется по залежи от 0,8 м до 10 м.

Залежь южного купола Таныпского поднятия пластовая литологически экранированная. Зона замещения коллектора пласта плотными породами делит залежь на два самостоятельных участка: в районе скв. 116 и в районе скв. 75. Размеры залежи 1,8 х 0,7 км. Высота ее всего 7,1 м. Нефтенасыщенная толщина пласта здесь уменьшается до 1,4-2,7 м.

Пласт T приурочен к проницаемым известнякам турнейского яруса, чередующимся с плотными карбонатными разностями и залегает на глубине 1475 м на Северо-Таныпском поднятии и 1422 м на Таныпском поднятии. Как, правило, кровля пласта Т совпадает с кровлей турнейского яруса или ниже ее на 1-2 м. Пласт значительно расчленен по разрезу. Количество проницаемых прослоев до принятого ВНК достигает 18 на Северо-Таныпском и 23 на Таныпском поднятиях.

Толщина проницаемых прослоев меняется от 0,6 до 9,6 м. Общая толщина пласт Т до ВНК меняется от 0,6 м на крыльях до 24,8 м в своде на Северо-Таныпском поднятии и от 3,2 м до 44 м на Таныпском поднятии. Эффективная толщина пласта достигает 8,5 м на Северо-Таныпском поднятии и 24 м на Таныпском. Коэффициент «песчанистости» при этом по площади месторождения практически не меняется и составляет 0,550-0,551.

К пласту Т приурочены две залежи нефти со своими ВНК . Одна залежь на Северо-Таныпском поднятии, другая на Таныпском.

Обе залежи пластово-массивного типа. Положение ВНК по залежи Северо-Таныпского поднятия было утверждено условно на абсолютной отметке минус 1274 м. Колебание отметок ВНК по скважинам отмечалось в интервале минус 1272-1278 м. Новых данных для уточнения положения ВНК нет размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 6,7х 2,7 км. Высота залежи равна 25,1 м. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0,6 м до 8,5 м.

По залежи Таныпского поднятия положение ВНК было утверждено на абсолютной отметке минус 1267 м. Принятое положение ВНК было подтверждено опробованием в скв. 123, 205, 120, 218. Новые скважины 613. 614, 630, 9210, 9083, пробуренные на Таныпском поднятии, подтвердили ранее принятый ВНК, в остальных скважинах пласт обводнен в процессе разработки.

Форма и размеры залежи не претерпели существенных изменений с момента утверждения запасов в 1979 г. Размеры залежи Таныпского поднятия равны 9х 1,8 км.

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

Таныпского месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных ЦНИЛом и институтами «ПермНИПИнефть».

При составлении раздела использованы материалы подсчёта запасов 1978 года, а также результаты исследований проб нефти из базы данных FLUID, предоставленных заказчиком. Свойства нефти и газа определены по данным исследований 90 глубинных и 109 поверхностных проб, в т.ч. по пластам: КВ1 — 0 и 4, В3 В4 — 5 и 5, Бш — 8 и 10, Тл1-а+Тл1-б+Тл1-в — 0 и 6, Тл2-а — 15 и 4, Тл2-б — 12 и 29, Тл2-б+Бб-1+Бб-2-34и29, Бб-1 — 10 и 7, Мл — 4 и 6, Т — 2 и 9, соответственно.

При стандартных исследованиях разгазирование глубинных проб происходит одноступенчато до атмосферного давления при температуре 20 °С, т.е. при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении, поэтому параметры нефти и газа, необходимые для подсчёта запасов: плотность разгазированной нефти, газосодержание, пересчётный коэффициент, содержание в нефтяном газе гелия, этана, пропана, бутанов определены расчётным путём по данным стандартных исследований глубинных проб. Исключение составляет содержание серы в нефти, которое определено при исследованиях поверхностных проб.

Ниже приведено описание физико-химических свойств нефти и газа залежей Тл1-а+Тл1-б+Тл1-в; Тл2-а, Тл2-б; Бб-1, Бб-2; Тл2-б+Бб-1+Бб-2; Мл; Т, по которым рассчитан анализ технологических режимов и добывных возможностей скважин.

Пласты Тл1-а+Тл1-б+Тл1-в Таныпское поднятие

Отобраны три поверхностные пробы из скважин 21, 51, 53, по результатам исследований которых определена товарная характеристика нефти. Остальные параметры приняты по аналогии с пластом Тл2-б Таныпского поднятия.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,818 г/см3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 11,2 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 74,8 м3 /т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,65 мПа×с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,859 г/см3 , газосодержание 62,4 м3 /т, объёмный коэффициент 1,126, динамическая вязкость разгазированной нефти 16,01 мПа×с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,96 %), смолистая (12,37 %), парафиновая (2,90 %).

Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С — 47 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 10,75 %, метана 46,97 %, этана 19,55 %, пропана 15,15 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 22,73 %, гелия 0,016 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,961.

Пласты Тл2-а, Тл2-б Таныпское поднятие

Из пласта Тл 2-б отобраны десять глубинных проб из скважины 16 и двадцать поверхностных проб из двенадцати скважин. Свойства нефти пласта Тл 2-а приняты такими же, как по пласту Тл 2-б.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,818 г/см3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 11,2 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 74,8 м3 /т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,65 мПа×с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,859 г/см3 , газосодержание 62,4 м3 /т, объёмный коэффициент 1,126, динамическая вязкость разгазированной нефти 22,90 мПа×с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы (2,10 %), смолистая (14,46 %), парафиновая (3,25 %).

Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С — 43 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 10,75 %, метана 46,97 %, этана 19,55 %, пропана 15,15 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 22,73 %, гелия 0,016 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,961.

Пласты Бб-1, Бб-2 Таныпское, Северо-Таныпское поднятия

Из пласта Бб-1 на Таныпском поднятии отобраны одна глубинная проба из скважины 18 и четыре поверхностные пробы из скважин 3, 18 (две пробы), 33. Свойства нефти пласта Бб-2 Таныпского поднятия и пластов Бб-1 и Бб-2 Северо-Таныпского поднятия приняты по данным исследований этих проб.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,843 г/см3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 11,1 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 72,6 м3 /т.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,872 г/см3 , газосодержание 60,5 м3 /т, объёмный коэффициент 1,105, динамическая вязкость разгазированной нефти 28,95 мПа×с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы (2,14 %), высокосмолистая (17,67 %), парафиновая (1,88 %).

Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С — 43 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 11,04 %, метана 48,22 %, этана 19,59 %, пропана 14,33 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 21,15 %, гелия 0,016 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,942.

Пласты Тл2-б+Бб-1+Бб-2 Таныпское поднятие

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,825 г/см3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 10,9 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 72,2 м3 /т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,85 мПа×с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,861 г/см3 , газосодержание 60,1 м3 /т, объёмный коэффициент 1,115, динамическая вязкость разгазированной нефти 22,90 мПа×с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,10 %), смолистая (14,46 %), парафиновая (3,25 %).

Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С — 43 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 11,10 %, метана 48,48 %, этана 19,59 %, пропана 14,16 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 20,83 %, гелия 0,033 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,939.

Пласт Мл Таныпское поднятие

Изучены три глубинные пробы из скважин 9 (две пробы), 33 и четыре поверхностные пробы из скважин 9 (две пробы), 19, 33.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,824 г/см3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 10,8 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 72,0 м3 /т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,91 мПа×с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,861 г/см3 , газосодержание 59,9 м3 /т, объёмный коэффициент 1,116, динамическая вязкость разгазированной нефти 18,40 мПа×с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы (2,05 %), смолистая (10,30 %), парафиновая (2,65 %).

Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С — 42 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 11,14 %, метана 48,63 %, этана 19,59 %, пропана 14,06 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 20,64 %, гелия 0,016 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,936.

Пласт Т Таныпское, Северо-Таныпское поднятия

В пределах Таныпского поднятия из пласта отобраны две глубинные пробы из скважин 9, 49 и девять поверхностных проб из скважин 9, 12, 16, 19, 40, 49, 85, 103, 123.

На Северо-Таныпском поднятии из этого пласта пробы нефти не отбирались. Свойства нефти приняты такими же, как на Таныпском поднятии.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,834 г/см3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 10,2 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 64,5 м3 /т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,88 мПа×с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,872 г/см3 , газосодержание 57,4 м3 /т, объёмный коэффициент 1,101, динамическая вязкость разгазированной нефти 20,55 мПа×с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы (2,17 %), высокосмолистая (16,46 %), парафиновая (4,28 %).

Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С — 43 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,02 %, азота 15,70 %, метана 64,58 %, этана 10,38 %, пропана 5,77 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 7,85 %, гелия 0,070 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,772.

2. Техническая часть

2.1 Характеристика используемого оборудования

Для расчета анализа добывных возможностей и технологических режимов скважин, а также для анлиза эффективности дополнительного оборудования предназначеного для предотвращения или борьбы с осложнениями необходимо дать характеристику УШГН и дополнительного оборудования предназначеного для предотвращения или борьбы с осложнениями, которое может использоваться совместно с УШГН.

УШГН (установка штангового глубинного насоса)

Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости из скважины на поверхность

На рисунке 1 изображен станок качалка со штангоглубинным насосом с обозначением основных узлов.

На долю штангового насосного способа в нашей стране приходится 70% действующего фонда скважин, которые обеспечивают до 30% общего объема добычи нефти.

В зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и коэффициента продуктивности скважины подача штанговых насосных установок изменяется от нескольких десятков килограммов до 200 и более в сутки.

На Таныпском месторождении эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее распространённым способом добычи нефти.

Глубинная насосная установка состоит из насоса, находящегося в скважине и станка-качалки, установленного на поверхности.

 характеристика используемого оборудования 1

Рисунок 1

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру через колонну штанг.

При ходе плунжера вверх под ним снижается давление и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами.

Цилиндр насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных труб, а плунжер подвешен на колонне штанг, самая верхняя штанга соединена с головкой балансира станка-качалки гибкой подвеской.

Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, закачивается на устье тройником. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, предназначенное для предотвращения утечки жидкости вдоль движущегося сальникового штока, а в средней части — боковой отвод, по которому жидкость из скважины направляется в выкидную линию.

В механизме станка-качалки вращение вала электродвигателя через понижающую трансмиссию подается на вал кривошипов и при помощи кривошипов и шатунов преобразуется в качательное движение балансира. Возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг и следовательно плунжера насоса создается качанием балансира относительно его опоры.

Глубинные штанговые насосы по конструкции и способу установки в скважине подразделяются на две основные группы: не вставные (трубные) и вставные насосы. Не вставные (трубные) насосы характерны тем, что их основные узлы — цилиндр и плунжер спускаются в скважину раздельно. Вставной же насос спускают в скважину в собранном виде на насосных штангах и извлекают его на поверхность также в собранном виде путем подъема насосных штанг.

Насосные штанги предназначены для передачи движения от станка-качалки к плунжеру глубинного насоса. Они представляют собой стальные стержни крупного сечения. Изготавливаются диаметром 16, 19, 22, 25, 32 мм. Средняя длина штанги 8 метров.

Для подвески насосных труб направления продукции скважины в выкидную линию, герметизаций устья, а также обеспечения отбора газа из-за трубного пространства на устье скважины устанавливают специальное оборудование.

Устьевое оборудование глубинной скважины состоит из план-шайбы и тройника сальника.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную установку.

На выкидной и газоотводящей линиях устанавливают задвижки и обратные клапаны, обеспечивающие контроль за движением продукции и исключающие возможность перетекания жидкости из выходных линий в скважину.

Характеристика АСЛН-1

Технология применения АСЛН — 1

Метод теплового воздействия на поток добываемой жидкости — наиболее перспективное направление для борьбы с АСПО. Суть метода заключается в использовании линейного нагревателя для прогрева ствола скважины с целью поддержания температуры потока жидкости на 5 — 10 градусов выше температуры насыщения нефти парафином.

Область применения линейных нагревателей:

— добыча нефти из скважины осложненных гидратообразованиями;

— добыча высоковязкой нефти и эмульсий;

— добыча нефти с высокой температурой кристаллизации парафина и потери текучести;

— добыча нефти, если химическая и магнитная обработка не рекомендуется;

— предотвращение замарзания воды в системах поддержания пластового давления.

— Линейный нагреватель (АСЛН) предназначен для:

— обеспечения и поддержания заданной температуры жидкости;

— контроля распределения теплового поля и затрубного давления по стволу нефтедобывающих и нагнетательных скважин, в первую очередь, осложненных отложениями солей и АСПВ;

— для уменьшения тепловых потерь в путевых трубопроводах и резервуарах.

Линейный нагреватель состоит из нагревательной и электронной частей.

Нагревательная часть предназначена для обеспечения заданной температуры жидкости внутри колонны НКТ и передачи сигнала от электронной части к датчикам и обратно.

Электронная часть предназначена для обеспечения заданной температуры жидкости внутри колонны НКТ путем управления работой нагревательной части, а также контроля теплового поля и давления в затрубном пространстве скважины. Линейный нагреватель позволяет осуществлять высокоточные измерения температуры (до 0,001 градуса) и давления в нескольких десятках точек контроля, кА внутри колонны НКТ, так и в затрубном пространстве и на наружной поверхности одновременно, что весьма важно для гидродинамических исследований и мониторинга работы скважин.

В память микропроцессорного блока управления нагревательной частью заносятся граничные значения температуры жидкости внутри колонны НКТ, при которых происходит включение и выключение АСЛН. Замер температуры продолжает непрерывно производиться до тех пор, пока значения температуры не войдут в пределы граничных. Только после этого микропроцессорный блок управления нагревательной частью вырабатывает сигнал на подключение нагревательной части и источнику питания.

На (рисунке 2) изображена компоновка спуска греющего кабеля.

 характеристика используемого оборудования 2

Рисунок 2. Характеристика УБПР

Блок подачи реагента (БПР) входит в состав ОПР.

Назначение: БПР предназначено для регулируемой подачи реагента в зону приема глубинного насоса, в зону перфорации, в затрубное пространство, а также в трубопровод нефтесбора. Температура окружающего воздуха от минус 60 до плюс 400 С. БПР изготовлен в климатическом исполнении УХЛ, категории размещения I, по ГОСТ 15150-69.

Показатели надежности:

— средняя наработка на отказ, не менее, 3350 ч;

— установленный ресурс до капитального ремонта, не менее, 25000 ч;

покупные комплектующие — согласно эксплуатационной документации.

На (рисунке 3) представлена схема УБПР.

 характеристика используемого оборудования 3

Рисунок 3

Характеристика ДРГ-1

Дозатор предназначен для объемного дозирования ингибиторов парафино — отложения, коррозии и деэмульгаторов из контейнерных труб, подвешенных к штанговому насосу в скважинах с обсадной колонной 146 мм.

Техническая характеристика:

Подача при 10 качаниях в минуту, дм³/сутки:

минимальная — 0,5;

максимальная — 5,0.

Максимальная температура окружающей среды, °С -100.

Диаметры присоединенных резьб по ГОСТ 633, мм:

для контейнерных труб -89;

для фильтра насоса — 73.

Габаритные размеры, мм:

диаметр максимальный (в свободном положении) — 136;

длина устройства дозирования — 410;

длина крышки контейнера — 25.

Масса комплекта — 25 кг.

Характеристика МАС-2

Использование МАС дает следующие преимущества: Продолжительность работы магнитного аппарата от 5 и более лет. Не требует затрат в какой-либо форме, ни затрат на энергию в любой форме, ни использования каких-либо химических элементов. Экологически безопасен.

Магнитный аппарат представляет собой цилиндр — длиной 1600 мм, с наружным диаметром 108 мм и внутренним диаметром от 50 до 60 мм.

С обоих сторон оборудован патрубками с муфтами из НКТ, диаметром 60 мм, длиной 50 мм — для крепления в колонне НКТ (рисунок 4).

Добываемая жидкость, проходя через магнитный аппарат подвергается омагничиванию. Магнитная активация приводит к изменению межмолекулярных взаимодействий в нефти и появлению новых свойств (происходит изменение динамики роста кристаллов парафина, вследствие чего нарушаются связи между ними, ведущие к образованию и росту более крупных образований).

По лабораторным данным магнитная память может сохраняться от нескольких часов до суток и является функцией, пропорциональной напряженности магнитного поля — с чем мы и столкнулись в период испытаний.

Основным критериями подбора скважин под оснащение магнитными аппаратами следующие:

  • отложение парафина на глубинном оборудовании;

  • низкий МОП;

  • низкий МРП;

  • подъездные пути.

На (рисунке 4) изображен магнитный аппарат (МАС-1).

 характеристика используемого оборудования 4

Рисунок 4

Основная и первопредложенная схема компоновки магнитного аппарата на глубинном оборудовании — это схема: колонна НКТ à насос à 1-2 НКТ à магнитный аппарат à НКТ (по необходимости) à фильтр.

Но намагниченная жидкость, проходя через клапана насоса теряла часть магнитной памяти (турбулизация), и была предложена другая схема компоновки: колонна НКТ à магнитный аппарат à насос à НКТ (по необходимости) à фильтр + штанга КанаРосс (на длину хода штанги в магнитном аппарате.

Конструкция и техническая характеристика магнитного аппарата (МАС)

Тип наземного аппарата — скважинный аппарат ( МАС ).,

Диаметр рабочего сечения , мм — 50-60 .,

Напряженность аксиального магнитного поля , КА/м — 70 -114 .,

Градиент магнитной индукции в активной зоне , Тл/м — 10-15 .,

Габариты магнитного аппарата :

длина , мм — 1600 .,

диаметр , мм — 108 .,

масса , кг — 24 .,

Рабочая температура, С — -50- +120 .,

Продолжительность работы — пять и более лет.

Характеристика ЯГП

Газопесочный якорь ЯГП-1-108-04 предназначен для оборудования нефтяных, газовых и водозаборных скважин со слабоустойчивыми продуктивними коллекторами в целях предупреждения выноса песка, шлама и растворенных газов.

Газопесочный якорь ЯГП-1-108-04устанавливается на приеме ШГН и работает на принципах центробежной, гравитационной и механической очистки (центробежной сепарации) с последующим газоотделением в микровихревых потоках, отсепарированные примеси собираются в накопителе.

Рабочая среда газопесочного якоря ЯГП-1-108-04- природный газ, газоконденсат, нефть, пластовая вода ссодержанием механических и газообразных примесей.

Простота конструкции газопесчаного якоря ЯГП-1-108-04 обеспечивает высокую надежность изделия, не требует очистки от продуктов фильтрации (периодическая самоочистка в полость обсадной колонны), а троекратное дублирование системы фильтрации обеспечивает долговременную и бесперебойную работу якоря.

Применение газопесчаного якоря ЯГП-1-108-04 позволяет повысить суточные добиты скважин на 30-60%, увеличить межремонтный период работы скважин в 2-4 раза, предупредить вынос песка и разрушение призабойной зоны пласта, устранить гидроудары и засорение насосов.

Состав и физико-химические свойства откачиваемой жидкости:

— Содержание Н2S, мг/л — не более 50;

— Концентрация ионов водорода-рН 4-8;

— Содержание мехнических примесей, г/л-до 1,3.

Техническая характеристика газопесочного якоря ЯГП-1-108-04:

Газопесочный якорь выпускается для насосно-компрсссорных колонн диаметром 42-114 мм;

Исполнение — коррозийно-стойкое, фильтрующий элемент выполнен из

нержавеющей сетки;

Длина газопесчаного якоря — 2340 мм;

Диаметр газопесчаного якоря наружный — 116мм;

Номинальная подача насоса — 67 м3 в сутки.

Количество НКТ, устанавливаемых между нижним переводником и заглушкой- 2-3 шт.

Характеристика скребка штангового

Скребки штанговые предназначены для центрирования колонны штанг и одновременной очистки НКТ и штанг от парафино-смолистых отложений и гидратов в скважинах. Сущность изобретения: центратор — скребок для штангового глубинного насоса содержит полимерный корпус с ребрами, расположенными под углом к его продольной оси, и каналами между ними для прохода откачиваемой жидкости. Ребра имеют цилиндрическую контактную поверхность. Корпус образован из одинаковых деталей в виде полухомутов, соединенных между собой клиновым замком. Полухомуты соединены так, что концевая часть одного из них сопряжена с противоположной концевой частью другого. Ребра имеют вид неполных витков спиралей и угол наклона их к продольной оси указанного крпуса выполнен в пределах 30 — 60o . 2 ил.

Характеристика фильтров

Фильтры изготавливаются по ТУ 3665-001-83715481-2009 и предназначены для очистки жидкостей и газов от песка и других механических примесей. Фильтр состоит из корпуса в виде перфорированной трубы на котором крепится фильтрующий элемент и защитный кожух. Отверстия в трубе фильтра, могут быть герметично закрыты срезаемыми пробками, для промывки скважины. Для улучшения потребительских свойств применяются пробки из полимерного термоустойчивого пластика. Преимущества по сравнению с металлическими: уменьшаются усилия на инструменте, который предназначен для срезания пробок; повышается скорость активации фильтров.

При выборе фильтра учитываются гранулометрический состав горной породы, то есть количественное содержание в породе разных по размеру зерен в процентах для каждой фракции, пористость, вязкость в пластовых условиях добываемого продукта, проницаемость пласта, дебит скважины, пластовое давление, температура, размер обсадной колонны, химико-физическая характеристика добываемого продукта.

Наиболее распространены сетчатые фильтры, они состоят из дырчатой трубы-каркаса, обмотанной продольными рядами или по спирали проволокой диаметром 2-5 мм с шагом в 10-25 мм с тем, чтобы сетка не прилегала плотно к каркасу.

На проволочное покрытие натягивают сетку, которую припаивают, сшивают или склеивают на концах и по шву.

Для изготовления сетчатых фильтров используются сетки нескольких типов: а) простая квадратная; б) гладкого или галунного плетения; в) киперная или саржевая.

В качестве материала для сетки используют медь, латунь, нержавеющую сталь, пластмассы, ткани из стекловолокна, нить капрона, нейлона и другие синтетические материалы. Для предупреждения электрохимической коррозии каркас фильтра изготовляют часто из неметаллических труб. В некоторых случаях стальной каркас обтягивают сеткой и проволокой из нержавеющей стали или же применяют сетки из пластических масс.

Сетчатые фильтры не рекомендуются для однородных мелкозернистых песков, а также для слюдистых водоносных песков, т. к. при этом не обеспечивается нормальная работа фильтра — уменьшается его скважность.

Получили распространение сетки из стекловолокна: окна могут быть использованы в водах любого химического состава.

2.2 Анализ добывных возможностей и технологических режимов скважин, оборудованных УСШН на Таныпском месторождении

Данные для расчетов взяты в приложении А и Б.

Анализ добывных возможностей скважин

Определяем коэффициент продуктивности скважины:

 характеристика используемого оборудования 5 , где K = коэффициент продуктивности;

Q = дебит скважины (м3 /сут);

Pпл и Pзаб = пластовое и забойное давление, МПа.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 1.

Таблица

№ скважины

Q ф, м3/ сут.

Р пл, МПа

Р заб, МПа

К, т/сут.МПа

116

4,1

10,64

3,8

0,599

190

12,7

1,32

9,84

3,649

601

16,1

12,93

8,25

3,44

122

3,6

10,68

3,72

0,517

71

10,5

11,65

8,43

3,261

75

9,8

10,33

7,26

3,192

118

16,8

13,6

7,8

2,897

125

13,8

13,81

10,74

4,495

19

17,6

10,27

6,75

5

33

6,5

10,16

7,73

2,675

45

1

12,54

10,65

0,529

408

7,9

9,94

6,32

2,182

614

5,4

9,16

6,13

1,782

112

7,3

10,63

7,46

2,303

117

8,1

11,98

7,3

1,731

. Определяем максимально допустимое забойное давление:

Рmaxд = 0,75 * Рнас. (при nв ≥ 50%)

Рmaxд = 0,3 * Рнас. (при nв < 50%), где

Рнас. — давление насыщения = 10,5 МПа :

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 2.

Таблица 2

№ скважины

Р нас, МПа

nв, %

Р maxдоп, МПа

116

7,6

5

2,28

190

7,6

69

5,7

601

7,6

14,6

2,28

122

7,6

5

2,28

71

7,6

19

2,28

75

7,6

22

2,28

118

7,6

60

5,7

125

7,6

88

5,7

19

7,6

42,7

2,28

33

7,6

67,5

5,7

45

7,6

90,7

5,7

408

7,6

30,7

2,28

614

7,6

5

2,28

112

7,6

14

2,28

117

7,6

54

5,7

. Определяем максимальный дебит скважины Qmaxдоп :

Qmaxд = К (Рпл — Pmaxдоп ), где

К — коэффициент продуктивности пласта м3 /сут.МПа;

Рпл и Pmaxдоп — пластовое и максимально допустимое давление, МПа:

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 3.

Таблица 3

№ скважины

К м 3 /сут*МПа

Р пл, МПа

P maxдоп, МПа

Q maxдоп, м3 /сут

116

0,599

10,64

2,28

5,011

190

3,649

1,32

5,7

27,81

601

3,44

12,93

2,28

36,64

122

0,517

10,68

2,28

4,345

71

3,261

11,65

2,28

30,55

75

3,192

10,33

2,28

25,7

118

2,897

13,6

5,7

22,88

125

4,495

13,81

5,7

36,46

19

5

10,27

2,28

39,95

33

2,675

10,16

5,7

11,93

45

0,529

12,54

5,7

3,619

408

2,182

9,94

2,28

16,72

614

1,782

9,16

2,28

12,26

112

2,303

10,63

2,28

19,23

117

1,731

11,98

5,7

10,87

3. Определяем разницу между Qmaxд и Qф :

ΔQ = Qmaxд — Qф :

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 4.

Таблица 4

№ скважины

Q maxд м3 /сут

Q ф м3 /сут

ΔQ м 3 /сут.

116

5,011

4,1

0,91

190

27,81

12,7

15,11

601

36,64

16,1

20,54

122

4,345

3,6

0,745

71

30,55

10,5

20,05

75

25,7

9,8

15,9

118

22,88

16,8

6,083

125

36,46

13,8

22,66

19

39,95

17,6

22,35

33

11,93

6,5

5,43

45

3,619

1

2,619

408

16,72

7,9

8,817

614

12,26

5,4

6,86

112

19,23

7,3

11,9

117

10,87

8,1

2,77

Сводная таблица добывных возможностей скважин. Данные и результаты расчетов приведены в таблице 5.

Таблице 5

№ п/п

№ скв.

n в (%)

К (м 3 /сут*МПа)

Р max.доп МПа

Q ф. м3 /сут

Q maxдоп. м3 /сут

DQ . м3 /сут

1

116

5

0,599

2,28

5,011

0,91

2

190

69

3,649

5,7

2,7

27,81

15,11

3

601

14,6

3,44

2,28

16,1

36,64

20,54

4

122

5

0,517

2,28

3,6

4,345

0,745

5

71

19

3,261

2,28

10,5

30,55

20,05

6

75

22

3,192

2,28

9,8

25,7

15,9

7

118

60

2,897

5,7

16,8

22,88

6,083

8

125

88

4,495

5,7

13,8

36,46

22,66

9

19

42,7

5

2,28

17,6

39,95

22,35

10

33

67,5

2,675

5,7

6,5

11,93

5,43

11

45

90,7

0,529

5,7

1

3,619

2,619

12

408

30,7

2,182

2,28

7,9

16,72

8,817

13

614

5

1,782

2,28

5,4

12,26

6,86

14

112

14

2,303

2,28

7,3

19,23

11,9

15

117

54

1,731

5,7

8,1

10,87

2,77

Почти все скважины работают в оптимальном режиме, незначительные отклонения в работе наблюдаются в скважинах № 116, 122, 45 из — за низкого коэффициента продуктивности (К), возможно это связано с уменьшением фактического дебита скважины вызванного вследствие уменьшения проходного сечения насосно — компрессорных труб (НКТ) в результате отложения АСПО или с загрязнением призабойной зоны вследствие большого содержания механических примесей в пластовой жидкости.

В зависимости от причины низкой прдуктивности скважин рекомендую провести мероприятия по повышению дебита скважин (провыка скважины, очистка ПЗП, солянокислотная обработка, перфорация, гидроразрыв пласта и т.д.).

Анализ технологических режимов

1. Определяем газовый фактор:

 характеристика используемого оборудования 6, где

nв — обводненность , %;

rн — плотность нефти, кг/м3 (=868 кг/м3 ).

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 6.

Таблица 6

№ скв.

n в (%)

r н. кг/м3

G м 33

116

5

868

0,213

190

69

868

0,654

601

14,6

868

0,237

122

5

868

0,213

71

19

868

0,25

75

22

868

0,26

118

60

868

0,507

125

88

868

1,69

19

42,7

868

0,354

33

67,5

868

0,624

45

90,7

868

2,18

408

30,7

868

0,293

614

5

868

0,213

112

14

868

0,236

117

54

868

0,441

1. Определяем коэффициент газосодержания: G0 = G * Δ

Δ =ρг / ρв ,где

G — газовый фактор, м33 ;0 — коэффициент газосодержания;

ρв , ρг — плотность воздуха (=1.148) и газа (=1,291) соответственно, кг/м3 ;

Δ — относительная плотность газа по воздуху.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 7.

Таблица 7

№ скв.

Δ

G м 33

G 0

116

1,12

0,213

0,24

190

1,12

0,654

0,73

601

1,12

0,237

0,27

122

1,12

0,213

0,24

71

1,12

0,25

0,28

75

1,12

0,26

0,29

118

1,12

0,507

0,57

125

1,12

1,69

1,89

19

1,12

0,354

0,4

33

1,12

0,624

0,7

45

1,12

2,18

2,44

408

1,12

0,293

0,33

614

1,12

0,213

0,24

112

1,12

0,236

0,26

117

1,12

0,441

0,49

1. Определяем плотность газожидкостной смеси из условия:

 характеристика используемого оборудования 7 , (nв < 80%)

 характеристика используемого оборудования 8, (nв > 80%) где

rн — плотность нефти в пластовых условиях (= 868 кг/м3 );

rг — плотность газа (= 1,291кг/м3 );

rв — плотность воды, кг/м3 ;

nв — обводненность, %;

G — газовый фактор, м33 ;

B- объемный коэффициент (=1.163).

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 8.

Таблица 8

№ скв.

G м 33

r в , кг/м3

n в, (%)

r ж, кг/м3

116

0,213

1147

5

763,9

190

0,654

1146

69

1009

601

0,237

1146

14,6

797,8

122

0,213

1146

5

763,9

71

0,25

1146

19

813,7

75

0,26

1146

22

824,6

118

0,507

1165

60

982,4

125

1,69

1165

88

1129

19

0,354

1153

42,7

905,4

33

0,624

1161

67,5

1012

45

2,18

1175

90,7

1146

408

0,293

1132

30,7

853

614

0,213

1140

5

763,6

112

0,236

1152

14

796,4

117

0,441

1175

54

961,9

4. Определяем приведенное давление:

Рср.кр. — среднее критическое давление = 2,56 МПа.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 9

Таблица 9

№ скв.

Р пл, МПа

Р пр, МПа

116

10,64

4,2

190

1,32

5,2

601

12,93

5,1

122

10,68

4,2

71

11,65

4,6

75

10,33

4

118

13,6

5,3

125

13,81

5,4

19

10,27

4

33

10,16

4

45

12,54

4,9

408

9,94

3,9

614

9,16

3,6

112

10,63

4,2

117

11,98

4,7

. Определяем оптимальную глубину погружения насоса

под динамический уровень:

 характеристика используемого оборудования 9 , где

Рпр — приведенное давление, МПа;

Рзат — затрубное давление, МПа;

rж — плотность жидкости, кг/м3 .

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 10.

Таблица 10

№ скв

Р зат МПа

Р пр, МПа

r ж, кг/м3

H опт, м

116

1,24

4,2

763,9

389,5

190

1,77

5,2

1009

347,2

601

1,94

5,1

797,8

397,9

122

1,49

4,2

763,9

358,2

71

2

4,6

813,7

319,9

75

1,4

4

824,6

326,1

118

0,57

5,3

982,4

492,6

125

1,55

5,4

1129

347,4

19

0,74

4

905,4

368,7

33

1,35

4

1012

263,9

45

1,21

4,9

1146

328,3

408

0,69

3,9

853

381,9

614

0,95

3,6

763,6

351,2

112

1,18

4,2

796,4

380,8

117

0,34

4,7

961,9

460,3

. Определяем фактическую глубину спуска насоса под динамический уровень:

 характеристика используемого оборудования 10, где

L — глубина спуска насоса, м;

Нд — высота динамического уровня, м.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 11.

Таблица 11

№ скв.

L, м

Н д, м

h ф . м

116

1234

1148

86

190

1165

799

366

601

1200

907

293

122

1338

1206

132

71

1086

746

340

75

1192

812

380

118

1063

716

347

125

1077

518

559

19

1250

758

492

33

1282

683

599

45

1086

417

669

408

1146

814

332

614

1335

854

481

112

1145

730

415

117

1197

731

466

. Определяем разность между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса

 характеристика используемого оборудования 11, м.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 12.

Таблица 12

№ скв.

h опт м

h ф м

Δh, м

116

389,5

86

303,5

190

347,2

366

-18,8

601

397,9

293

104,9

122

358,2

132

226,2

71

319,9

340

-20,1

75

326,1

380

-53,9

118

492,6

347

145,6

125

347,4

559

-212

19

368,7

492

-123

33

263,9

599

-335

45

328,3

669

-341

408

381,9

332

49,95

614

351,2

481

-130

112

380,8

415

-34,2

117

460,3

466

-5,66

8. Определяем коэффициент подачи насоса.

 характеристика используемого оборудования 12, где

Qф — фактическая подача насоса, м3 /сут;

Qт — теоретическая подача насоса, м3 /сут.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 13.

Таблица 13

№ скв.

Q ф м3 /сут.

Q т м3 /сут.

h

116

4,1

9,5

0,432

190

12,7

22,1

0,575

601

16,1

21,9

0,735

122

3,6

4,1

0,878

71

10,5

18,8

0,559

75

9,8

12,2

0,803

118

16,8

24,8

0,677

125

13,8

20,7

0,667

19

17,6

33,1

0,532

33

6,5

14,1

0,461

45

1

12,2

0,082

308

7,9

26,3

0,3

614

5,4

14,1

0,383

112

7,3

23,2

0,315

117

8,1

16,2

0,5

Сводная таблица технологических режимов работы скважин

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 14.

Таблица 14

G м 33

r ж, кг/м3

Р пр, МПа

H опт, м

h ф , м

Δh, м

h

116

0,213

763,9

4,2

389,5

86

303,5

0,432

190

0,654

1009

5,2

347,2

366

-18,8

0,575

601

0,237

797,8

5,1

397,9

293

104,9

0,735

122

0,213

763,9

4,2

358,2

132

226,2

0,878

71

0,25

813,7

4,6

319,9

340

-20,1

0,559

75

0,26

824,6

4

326,1

380

-53,9

0,803

118

0,507

982,4

5,3

492,6

347

145,6

0,677

125

1,69

1129

5,4

347,4

559

-212

0,667

19

0,354

905,4

4

368,7

492

-123

0,532

33

0,624

1012

4

263,9

599

-335

0,461

45

2,18

1146

4,9

328,3

669

-341

0,082

308

0,293

853

3,9

381,9

332

49,95

0,3

614

0,213

763,6

3,6

351,2

481

-130

0,383

112

0,236

796,4

4,2

380,8

415

-34,2

0,315

117

0,441

962

4,7

460,3

466

-5,66

0,5

На скважинах 45, 33, 125 наблюдается значительное превышение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень (hф ) над оптимальной глубиной (Hопт ), возможно это связано с большим содержанием газа в пластовой жидкости или достаточно высокой обводненностью пластовой жидкости. На скважинах же 116, 122 наблюдается обратное, в этих скважинах фактическая глубина спуска насоса под динамический уровень (hф ) во многом меньше чем оптимальная глубина спуска насоса (Hопт ), результатом такой глубины спуска насоса под динамический уровень может служить достаточно малый фактический дебит (Qф ) скважины, который не требует достаточно большого погружения насоса под динамический уровень жидкости.

Кроме того на скважинах 19, 33, 45, 308, 614, 112, 117 наблюдается низкий коэффициент подачи насоса, возможно это связано:

— С плохой проницаемостью призабойной зоны пласта (ПЗП) вследствие засорения ПЗП механическими примесями;

— С уменьшением фактического дебита скважины вызванного вследствие уменьшения проходного сечения насосно — компрессорных труб (НКТ) в результате отложения АСПО.

2.3 Выбор оборудования

Расчет проводится по скважине 118

НВ — 32, глубина спуска 1304м.

Глубина скважины 1450 м.

. Определяем планируемый отбор жидкости при (n=1):

Q= К* (Рпл — Pзаб ) n , т/сут

Q=2,897*(13, 6-7, 8) 1 =15, 53 т/сут.

2. Определяем глубину спуска насоса:

L= hф -(Рпл — Рпр )*106 / (rж *g), м

L= 1563-(7,8-5,31)*106 /(982*9,8)=1304 м.

3. Определяем объемную производительность установки (при η =0,8):

Qоб = Q*103 /rж * η, м3 /сут

Qоб = 16, 8*103 /982*0.8 =21, 38 м3 /сут.

4. Выбираем оборудование по диаграмме Адонина:

Подходит 5СК-6-2,1-1600

dпл = 32 мм.

5. Выбираем насос и диаметр НКТ:

НСВ1; dнкт = 60 мм.

5. В зависимости от глубины спуска выбираем колонну штанг:

Колонна двухступенчатая:

ступень 22 мм, 31% (404м);

ступень 19 мм, 69% (900м).

6. Определяем число качаний:

n= Q*103 /(1440*Fпл * S*η*rж ), где

Fпл =(π* d2пл )/4=3,14*0,032 /4= 0,0008м2 ;

Fпл — площадь плунжера, м;

S — длина хода штока, м;

Q — фактичекский дебит, м3 /сут;

rж — плотность жидкости, кг/ м3 ;

η — коэффициент подачи = 0,8;

n=16, 8*103 /1440*0, 0008*2, 1*0, 8*982= 8, 8 кач.

5. Определяем мощность электродвигателя:

N= (401*10-6 * π* d2пл *S*n*rж * L*(1-hн *hск ))/ (hн *hск *h*k), где

k — коэффициент степени уравновешенности (=1,2);

hн и hск. — КПД насоса и КПД СК (0,9 и 0,82);

h — коэффициент подачи насоса(=0,8);

N=(401*10-6 *3,14*0,0322 *2,1*8,8*982*1304*(1-0,9*0,82))/ (0,9*0,82*0,8*1,2)=8,8 кВт.

Исходя, из данных расчетов на скважину № 118 я предлагаю установить электродвигатель типа АОП-62-4 мощностью 10 кВт.

Вывод: Согласно расчетным данным, по диаграмме Адонина выбираем следующий вид СК: 5СК-6-2,1-1600, где

— номер модели СК;

— наибольшая допустимая нагрузка на голову балансира;

,1 — наибольшая длина хода устьевого штока;

— наибольший крутящий момент.

2.4 Осложнения, возникающие при добыче нефти и методы борьбы с ними при работе скважин оборудованных УСШН на Таныпском месторождении

Из технических средств механизированной добычи нефти наибольшее распространение в настоящее время имеют штанговые глубинные насосы. Около 70% действующего фонда скважин эксплуатируется этим способом (по России).

Основными осложнениями при данном способе добычи нефти являются:

  • отложение парафина и солей;

  • вредное влияние газа на работу насоса;

  • подъём нефти в искривлённых скважинах;

  • повышенное содержание песка в продукции;

  • подъём высоковязких нефтей и образование водоносных эмульсий.

Отложение парафина и солей

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ, что ведет к снижению производительности насоса и прекращению извлечения жидкости.

Нефти по своему углеводородному составу весьма разнообразны, поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы парафина могут оставаться во взвешенном состоянии и уноситься потоком жидкости. При определенных условиях они склеиваются вместе выделяющимися одновременно смолами и асфальтенами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая их сечение.

Толщина отложений парафина на внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения температуры и дегазации нефти. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах 200 — 50 м, а ближе к устью толщина отложений уменьшается. Это связано с увеличением скорости движения газожидкостной смеси в результате расширения газа и механическим разрушением парафиновых отложений потоком жидкости. Отложению парафина способствуют шероховатость поверхности, малые скорости потока и периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.

Отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании скважины существенно осложняют процесс добычи нефти. Как следствие происходит резкое снижение продуктивности скважин, преждевременный выход из строя штанговых насосов и оборудования скважин. В скважинах, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН), ниже приема насоса образуются солевые пробки, высота которых иногда достигает 500 м и более; при этом внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) сужается на 10-12 мм. Солевые отложения полностью выводят из строя насосы, приводят к частому обрыву насосных штанг, порче НКТ и другим осложнениям. Все это на продолжительное время нарушает нормальный режим работы нефтяных скважин и приводит к потере добычи нефти.

Предупреждение отложений парафина

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Можно выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина.

1. Механические методы, к которым относятся:

  • применение пружинных скребков, периодически спускаемых в НКТ на стальной проволоке;

  • периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;

  • применение автоматических так называемых летающих скребков.

2. Тепловые методы:

  • прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;

  • прогрев труб путем закачки горячей нефти;

3. Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.

4. Применение различных растворителей парафиновых отложений.

. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.

В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей применяют различные методы и часто их комбинации.

Борьба с отложением солей

Отложение солей на стенках НКТ подземного оборудования и даже в призабойной зоне наблюдается на некоторых месторождениях нефти при закачке в пласт пресной воды для ППД.

Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т. е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. Солевые отложения образуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора и подготовки нефти, и газа на поверхности. В зависимости от солевого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют различные ингибиторы, т. е. химические добавки, полученные на основе фосфорорганических соединений. Ингибиторы вводят в поток в дозах, составляющих несколько граммов на 1 м3 пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удерживать в растворе ионы кальция, предотвращая его отложения. Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей (например, каустической соды).

Образующиеся при этом гидроокиси кальция представляют рыхлую массу, которая легко разрушается при действии раствора соляной кислоты.

Влияние газа на работу ШГН

Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Это происходит следующим образом. При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и, в частности, в той, которая находится во вредном1 пространстве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.

 выбор оборудования 1

Пример динамограмм с нормальным заполнением полости насоса и с влиянием газа приведён на рисунках 1 и 2.

Борьба с влиянием газа

Основной метод борьбы — уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При поступлении жидкости в насос газ частично сепарируется в затрубное пространство. Сепарацию газа характеризуют коэффициентом сепарации, который представляет собой отношение объема свободного газа, уходящего в затрубное пространство, ко всему объему свободного газа при термодинамических условиях у приема насоса.

Сепарацию (отделение) газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливаются при приеме насоса. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, их сочетания. В настоящее время штанговые глубинные насосы оборудуются газо-песочными якорями (ГПЯ).

Работа ШГН в искривлённых скважинах

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг.

Борьба с односторонним истиранием оборудования

Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на выворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки — завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода S и малым числом качаний n. Также перед спуском ШГН и ЭЦН в наклонную скважины спускают шаблон диаметром больше чем насос.

Влияние песка

Отрицательное влияние песка в продукции приводит к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 ¸ 20 мин) возможно заедание плунжера в насосе, а при большом осадке — и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости подачи восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К песчаным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Борьба с песком

При насосной эксплуатации выделяют 4 группы методов борьбы с песком:

. Наиболее эффективный метод — предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки

специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе — уменьшением отбора жидкости.

. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).

. Установкой песочных якорей (сепараторов) и фильтров у приема насоса достигается сепарация песка от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе

Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей — не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее его количество невелико.

. Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра).

Вследствие быстрого засорения противопесочные фильтры не нашли широкого применения. Их целесообразно помещать в корпус с «карманом» для осаждения песка или сочетать с песочным якорем.

Добыча высоковязких нефтей

Основной способ подъема высоковязких нефтей на поверхность — штанговый скважинно-насосный. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные сигналами гидродинамического трения и при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны.

При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа·с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

Борьба с высоковязкой нефтью

Основной метод химический основанный на добавлении в поток добываемой жидкости (в зону приема глубинного насоса, в зону перфорации, в затрубное пространство, а также в трубопровод нефтесбора) различных химических добавок уменьшающих их вязкость.

2.5 Анализ борьбы с осложнениями при работе скважин оборудованных УСШН, на Таныпском месторождении

Нефти Таныпского месторождения высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые, содержат сероводород, т.е. запасы месторождения являются трудно извлекаемыми. Сероводород вызывает коррозию оборудования, а парафин, откладываясь на ГНО, осложняет его работу. Все это вынуждает применять различные методы для борьбы с ослажнениями.

Дополнительне оборудование предназначеные для борьбы и предотвращения осложнений:

— линия кабельная греющая, нагреватель АСЛН-1;

— устьевой блок подачи реагента (УБПР);

— дозатор реагента глубинный (ДРГ-1);

— магнитный аппарат скважины (МАС -2);

— якорь газопесочный (ЯГП);

— скребок штанговый;

— филтры (сетчатые и щелевые).

Распределение механизированного фонда скважин оборудованных УСШН по дополнительному оборудованию, преднезначенного для борьбы и предотвращения осложнений

 анализ борьбы с осложнениями при работе скважин оборудованных усшн 1

Рис.

Охват механизированного фонда скважин оборудованых УСШН дополнительным оборудованием, предназначенного для борьбы и предотвращения осложнений

 анализ борьбы с осложнениями при работе скважин оборудованных усшн 2

Рис.

Наиболее распространненным видом осложнения возникающеим при эксплуатации скважин Таныпского месторождения оборудованных УСШН является АСПО, поэтому анализ будет произведен для оборудования предназначеного для предотвращения возникновения АСПО.

Анализ работы скважин Таныпского месторождения, оборудованных (АСЛН-1) по ТРС и промывкам

Таблица 15

 анализ борьбы с осложнениями при работе скважин оборудованных усшн 3

По результатам анализа таблицы №3 можно сделать след выводы работы скважин после внедрения дополнительного оборудования:

. На скв №190 межочистной период не изменился, но увеличилась наработка на отказ с 872 до 1095 суток. Эффективность доказана.

2. На скв №601 межочистной период повысился с 14 до 122 суток и увеличилась наработка на отказ с 1000 до 1825 суток. Эффективность доказана.

Анализ работы скважин Таныпского месторождения, оборудованных глубинным дозатором (ДРГ-1) по ТРС и промывкам

Таблица 16

 анализ борьбы с осложнениями при работе скважин оборудованных усшн 4

По результатам анализа таблицы №2 можно сделать след выводы работы скважин после внедрения дополнительного оборудования:

. На скв №9083 межочистной период не изменился, но уменьшилась наработка на отказ с 527 до 269 суток;

2.На скв № 206 межочистной период не изменился, но увеличилась наработка на отказ с 153 до 1457 суток. Эффективность доказана.

3. Организационная часть, .1 Охрана недр окружающей среды

Нефтяная и газовая промышленности остаются потенциально опасными по загрязнению окружающей среды и ее отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный и животный мир и человека) обусловлено большим разнообразием химических элементов, используемых в технологических процессах, а также большим объемом добычи нефти и газа, их подготовке, транспортировке, хранению, переработке и широкого разнообразного использования.

Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор, транспорт, хранение, переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, сточные воды в больших объемах попадают в водоемы и другие экологические объекты:

— при бурении и аварийном фонтанировании скважин;

— при аварии транспортных средств;

— при разрывах трубопроводов;

— при нарушении герметичности колонны в скважине, технологического оборудования;

— при сбросе не очищенных промысловых вод.

В процессе добычи, подготовке, транспортировке и хранении нефти и газа загрязнения вызваны утечками углеводородов через неплотные соединения во флянцах (сальниках, задвижка), задвижках трубопроводов и пробоотборных кранов

Большую опасность для окружающей среды представляют нефтепроводы. Подсчитано, что в среднем при одном порыве нефтепровода выбрасывается две тонны нефти, приводящей в непригодность 1000 м2 земли.

Характерными остаются разливы нефти в результате аварии на нефтегазосборных коллекторах и технологических установках, ликвидации которых не редко затягиваются, выполняются не качественно.

Из-за отсутствия канализации на некоторых КНС и ДНС промысловые стоки сбрасываются в ближайшие водоемы и болота, загрязняя еще и грунтовые воды.

Основные проблемы окружающей среды в нефтяной и газовой промышленности должны решаться сегодня путем увеличения оборотного водоснабжения, рекультивацией земель и введении эффективных технологических мероприятий, по повышению надежности работы нефтепромысловых объектов и сооружений.

3.2 Охрана труда и техника безопасности

Охрана труда в нефтяной промышленности

Основное назначение охраны труда на предприятии — создание условий, которые обеспечивают полную безопасность производственных процессов, исключающих несчастные случаи и профессиональные заболевания, направлены на облегчение труда и наилучшую санитарно-гигиеническую обстановку на производстве.

Организация работы по охране труда в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» регламентирована «Основными положениями об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности». В них определены основные обязанности должностных лиц по обеспечению безопасных условий труда, порядок проведения инструктажей персонала безопасным методам работы, порядок организации и осуществления контроля за состоянием условий труда и ответственности работников предприятия за нарушение правил и норм охраны труда. Согласно «основных положений», общее руководство и ответственность за правильную организацию работ по обеспечению безопасных условий труда возлагается на главного инженера. Помощником главного инженера является служба От и ТБ, она контролирует выполнение требований охраны труда и техники безопасности. Служба организует обучение и пропаганду по охране труда, контролирует своевременность проведения всех видов обучения во всех подразделениях предприятия, оказывает методическую помощь по разработке и внедрению стандартов ССБТ, инструкций по охране труда, участвует в расследовании аварий и несчастных случаев, ведет их учет и анализ, контролирует своевременность выполнения мероприятий по их предупреждению.

Непосредственную ответственность за безопасность при проведении работ и использовании оборудования, инструментов, защитных средств и за поведение рабочих на местах несет мастер. Он ежедневно проверяет состояние оборудования, механизмов, предохранительных и сигнализирующих устройств и при обнаружении неисправности немедленно устраняет их.

Контроль деятельности предприятия по созданию и поддержанию безопасных и безвредных условий труда рабочих и служащих ведут органы государственного надзора: Госгортехнадзор, Санитарный надзор, Энергонадзор, Госинспекция по труду. Профилактический контроль за состоянием условий труда на рабочих местах в Территориальном управлении выражается в регулярных проверках, проводимых руководителями разных уровней управления производством по определенной схеме — 1, 2, 3, 4 этапы контроля. Также для осуществления регулярного контроля за состоянием условий труда и рассмотрения других вопросов охраны труда на предприятии создана и эффективно работает постоянно действующая комиссия по безопасности труда под председательством главного инженера, постоянно действующая комиссия проводит свою работу по годовым планам, утвержденным главным инженером. Для создания здоровых и безопасных условий труда, предупреждения травматизма и аварийности многое делают общественные инспекторы по охране труда — рабочие ведущих профессий, бригадиры, имеющие большой опыт работы, хорошо знающие специфику производства.

Безопасность труда на производстве обеспечивается различными путями:

— создание в процессе проектирования и строительства такой технологий, которая исключает проявления опасных и вредных производственных факторов;

— создание в процессе конструирования и серийного изготовления такой техники, которая в достаточной степени оснащена элементами блокировки, исключающими аварии в процессе эксплуатации и несчастные случаи при обслуживании;

организация и непосредственное управление производственными процессами и технологическими операциями со стороны компетентных руководителей первого звена (мастеров, бригадиров);

обучение и обеспечение работающих такими инструкциями по охране труда, требования которых достаточны для предупреждения аварий, несчастных случаев и профессиональных заболеваний при условии их соблюдения.

На современном уровне науки и техники любой из перечисленных путей практически осуществим, и может достичь цели — полного исключений аварий, несчастных случаев и профзаболевании.

Создание безопасной технологии — самый лучший путь обеспечения безопасности труда, как с экономической, так и с социальной точки зрения.

Техника безопасности при эксплуатации СК

При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками обслуживающий персонал имеет дело с большим числом движущихся частей станка-качалки; поэтому основные мероприятия техники безопасности здесь сводятся к обеспечению достаточной прочности оборудования и ограждению всех движущихся частей механизма.

Станки-качалки всех типов выпускают с ограждениями кривошипно-шатунного механизма и ременной передачи.

Необходимо соблюдать также следующие основные требования безопасности:

— Верхний торец устьевого тройника-сальника должен возвышаться над уровнем приустьевой площадки не более чем на 1 м. При набивке уплотнения в корпусе сальника головка его должна удерживаться на сальниковом штоке специальным зажимом;

— Запрещается провертывать шкив станка-качалки вручную или тормозить его путем подкладывания трубы или лома в спицы;

— При перестановке пальцев кривошипно-шатунного механизма шатун следует надежно крепить к стойке станка-качалки;

— Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что редуктор станка не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей;

— Для обслуживания электродвигателя и тормоза станка-качалки должна быть устроена площадка с ограждением4

— Воспрещается надевать и снимать ремни посредством рычагов. Надевать и снимать ремни надо путем передвижения электродвигателя;

— Во время смазки, осмотра и замены отдельных частей станок-качалка должен быть остановлен;

— Канатную подвеску снимать и надевать разрешается только специальными приспособлениями с пола или с переносных лестниц-площадок. Запрещается выполнять эти работы с балансира станка-качалки;

— До начала проведения ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать — работают люди»;

— На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью: «Внимание! Пуск автоматический». Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.

Требования при эксплуатации с УБПР

Подготовка к работе:

. БПР подвергнуть расконсервации. Наружная смазка удаляется ветошью, смоченной в бензине или уайт-спирите. Если попадание консервирующего состава в перекачиваемый продукт недопустимо, следует прокачать проточную часть раствором, содержащим 2-5% нитрида натрия и 0,5% кальцинированной соды;

. при установке БПР на заранее подготовленную площадку или бетонный фундамент выверяется правильность его положения в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Установку производить в соответствии со схемой обвязки;

3. при установке БПР на скважину необходимо обеспечить свободный доступ к БПР, а также при установке БПР на скважине должны соблюдаться «правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

. при первоначальном включении БПР необходимо путем внешнего осмотра проверить надежность заземления и качество монтажа электрооборудования. При помощи вводного автоматического выключателя QF1 подключить БПР к сети электропитания. Кратковременным включением вентилятора и циркуляционного насоса проверить правильность вращения электродвигателей.

Порядок работы:

. Основные функции циркуляционного насоса:

— заполнение бака реагентом;

— циркуляция реагента в баке;

— слив реагента из бака;

2. Пуск дозатора производить в следующей последовательности:

— проверить уровень жидкости в исходном баке;

— задать требуемую подачу Q;

— открыть приемный вентиль;

— управление БПР осуществляется с пульта управления кнопкой «Пуск», «Стоп» и тумблером «Автомат.- Ручн.»;

— проверить давление в нагнетательном трубопроводе.

Техническое обслуживание и ремонт.

. Периодически, но не реже одного раза в сутки следует проверять показания манометра, утечки через уплотнения, наличие смазки в подвижных соединениях, а также затяжку крепежных деталей.

.Техническое обслуживание установленных дозаторов, циркуляционного насоса проводить согласно эксплуатационной документации на них.

Хранение.

БПР хранить в законсервированном виде. При длительном хранении БПР, 1 раз в 6 месяцев необходимо производить проверку его состояния. При необходимости консервацию.

Транспортировка.

БПР может транспортироваться любым видом транспорта.

3.3 Противопожарные мероприятия

Для безопасного ведения работ на объектах нефтегазодобычи необходимо соблюдать противопожарные мероприятия.

— Территорию нефтегазодобывающего предприятия и особенноприскважинные площадки и площадки, на которых расположены нефтесборные и сепарационные установки, газораспределительные будки, нефтесборные пункты и нефтенасосные станции, необходимо содержать в чистоте. Разлитую нефть и нефтепродукты следует убирать, а загрязненную площадь — зачищать.

Каждый производственный объект должен иметь комплект первичных средств пожаротушения: ящики с сухим песком, лопаты, огнетушители, план объекта, план противопожарных мероприятий на случай пожара, и т. п., число и перечень которых устанавливаются нормами.

— Обогрев оборудования открытым огнем на территории объектов нефти — газодобычи не допускается, все огневые работы производятся строго по наряду допуску на огневые работы.

— Противопожарное оборудование при производстве работ необходимо содержать в боевой готовности.

— Территория вокруг скважины в радиусе 50 метров обозначается знаками безопасности

На всех объектах (скважинах, трубопроводах, емкостях) образование взрывоопасных смесей не допускается. Концентрацию смеси определяют газоанализатором типа МСА-361.

Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания должны быть соответственно оборудованы искрогасителями.

Курение у скважин запрещается.

На каждом предприятии необходимо иметь данные о показателях пожаровзрывоопастности веществ и материалов, применяемых в технологических процессах.

Параметры режима работы технологического оборудования, связанного с применением горючих газов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся жидкостей, а также с наличием взрывопожароопастной пыли, обеспечивает взрывопожаробезопасность технологического процесса.

Температура подогрева темных нефтепродуктов при хранений, а также при проведении сливоналивных операций ниже температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тигле на 350 С и не превышать 900 С.

На приборах контроля и регулирования обозначают допустимые области взрывопажаробезопасносных параметров работы технологического оборудования.

При отклонений одного или нескольких взрывоопасных параметров от допустимых пределов приборы контроля и регулирования подают предупредительные и аварийные сигналы.

Для каждого резервуара устанавливается максимальный придел заполнения.

Схема обвязки трубопровода предусматривает, как правило, возможность выключения неисправного оборудования из технологического процесса и обеспечивает аварийный слив.

Основное и вспомогательное технологическое оборудование предприятия защищает от статического электричества.

Работы на взрывопожароопасных технологических объектов выполняется инструментом, исключающим образование искр.

Оборудование линейной части магистральных нефтепродуктопроводов, а также их ограждение содержат в исправном состояний, а растительность в пределах ограждения систематический удаляют. Сооружения защиты от разлива нефтепродуктов, своевременно ремонтируется, очищаются от нефтепродукта и отложений.

Помещения насосных станций должны быть оснащены газоанализаторами взрывоопасных концентраций, а при их отсутствии на объекте устанавливают порядок отбора и контроля проб.

Устанавливают постоянный контроль за герметичность резервуаров и их оборудование.

Люки, служащие для замеров уровня и отбора проб из резервуаров, имеют герметичные крышки. С внутренней стороны люки снабжают кольцами из металла, исключающего образование искр.

Перед розжигом огневой печи трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим форсункам отглушаются. Зажигать форсунки огневой печи без предварительной продувки камеры сгорания и дымовой трубы водяным паром запрещают. Продувку следует вести не менее 15 минут после появления пара из дымовой трубы.

Для отогрева трубопроводов и узлов задвижек применяют пар, горячею воду или песок, а затем также электроподогрев во взрывозащищенном исполнении.

Сети эвакуационного освещения и систем пожарной автоматики присоединяются независимым от основной сети источникам питания или автоматически переключаются при отключений основных источников. Здания, сооружения и открытые производственные установки в зависимости от назначения, класса взрывоопасных и пожарных зон, среднегодовой продолжительности гроз в районе их расположения и ожидаемого количества поражений молнией обеспечивают молниезащитных зданий и сооружений и настоящих правил.

Заключение

В результате пароведенных мною расчетов можно сделать вывод, что в целом скважины Таныпского месторожения оборудованные УШГН работают в оптимальном режиме.

Тема курсового проекта актуальна и имеет большое практическое значение, т.к. осложненный фонд затрудняет работу скважин, что приводит к частым промывкам и преждевременным ремонтам, а методы борьбы с осложнениями увеличивают наработку на отказ и межочистной период работы скважин как показывают данные из таблицы 15 и 16.

Список использованных источников

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/tanyipskoe-mestorojdenie-permskiy-kray/

.Адонин А. Н. Добыча нефти штанговыми насосами. — М.: Недра, 1979. — 213 с.

.Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. — М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. — 824 с.

.Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. — М.: Недра, 1989.

.Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. -М: Недра, 1990.

.Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. — М.: Недра, 1983. — 510с.

.Методическое пособие «Нефтегазопромысловое оборудование». Под ред. Антонова Ю.Ф. — П: ПГТУ, 2003. — 78 с

.Технологическая документация ЦДНГ — 6.

.Сборник инструкций по технике безопасности ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». 2004г.

.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: ОАО Типография «Нефтяник», 1998.

водоснабжение насос нефть газ