Геофизические исследования скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть и газ в настоящее время являются основными энергоносителями и источниками сырья в нефтехимической промышленности. В условиях рыночных отношений весьма актуальной является проблема рационального ведения процессов разработки нефтяных месторождений - как с точки зрения сокращения затрат на добычу нефти, так и с точки зрения, полноты использования запасов углеводородов.

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважин, либо к существенному сокращению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные: связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, связанные с изменением пластовых условий, ухудшающих или вообще прекращающих приток жидкости из пласта к забою скважины. Поэтому возникает необходимость в проведении КРС, связанных с восстановлением работоспособности или воздействием на призабойную зону скважин с целью увеличения производительности.

В рамках курсового проекта будет проведен анализ проекта перфорационных работ на скважине №0608 с последующим расчетом добывных возможностей и технологических режимов работы скважины, которые необходимы после каждого текущего или капитального ремонта скважин. Цель курсового проекта:

1 Научиться анализировать промысловые материалы и самостоятельно производить расчеты.

2 Подготовка к дипломному проектированию.

Задачи курсового проекта:

1 Изучить геологию месторождения.

2 Охарактеризовать используемые оборудования.

3 Расчет основного магистрально насоса.

1. Геологическая часть

пластовый кислотный нефтегазоносность скважина

1.1 Общие сведения о месторождении

Красноярско - Куединское месторождение ранее рассматривалось как два самостоятельных, были открыты в 1952 и 1959 г. в результате поисково-разведочного бурения. В разработке находятся с 1960 и 1966 гг. В результате бурения на Красноярском месторождении добывающих скважин и доразведки Куединского месторождения было выявлено, что залежи нефти в отложениях нижнего и среднего карбона являются едиными для обоих месторождений.

Красноярско-Куединское месторождение приурочено к Среднему Приуралью. В административном отношении находится в Куединском районе Пермской области и продолжается на территории Башкортостана (Югомашевское).

Красноярско - Куединское месторождение расположено в районе развитой нефтедобычи (Куединская группа месторождений). Близлежащие (до 2 км) - Быркинское, Альняшское, Гондыревское месторождения, запасы которых утверждены ГКЗ СССР.

Сбор и транспортировка нефти и газа на месторождении осуществляется по групповой герметизированной системе, предусматривающей подачу продукции скважин на групповые замерные установки ГЗУ - «Спутник Б-40». С ГЗУ газонефтяная смесь поступает на сепарационные установки, где происходит 1 ступень сепарации нефти при давлении 0,3-0,45 МПа.

С сепарационных установок нефть поступает на установку комплексной подготовки нефти, расположенную на ЦППС месторождения. Подготовленная до товарной кондиции нефть по существующему нефтепроводу Куеда - Чернушка подается на НПС «Чернушка» магистрального нефтепровода Чернушка - Калтасы и далее на Пермский или Нефтекамский нефтеперерабатывающие заводы. Газ в количестве 45 млн. м3 /год используется на собственные нужды. Остальной газ 1 и 11 ступеней сепарации подается на существующую ГКС «Куеда» и далее на Пермский ГПЗ.

Источником водоснабжения для заводнения служат сточные воды из очистных сооружений пластовых вод, размещенных на ЦППС. Недостающее количество воды в систему заводнения и на производственно-технические нужды месторождения обеспечивается из водозабора «Буй» - река Арей. Бытовые стоки после локальной очистки используются в системе заводнения месторождения. Источником водоснабжения хозяйственно-питьевых нужд является артезианская скважина на территории ЦППС.

Обеспечение электроэнергией осуществляется от подстанции 110/35/10 Кв «Куеда», а также от подстанции 110/35/6 Кв «Красноярская». В геоморфологическом отношении месторождение приурочено к южной оконечности Буйской равнины. Рельеф местности сильно расчленен речками, логами, по дну которых протекают ручьи.

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Красноярско - Куединского месторождения, изученный по разрезам структурных, поисковых, разведочных и добывающих скважин, является характерным для месторождения юга пермской области. Он представлен отложениями: Четвертичной, Пермской, Каменноугольной, Девенской систем и Вендского комплекса. Максимальная вскрытая толщина разреза составляет 2169,5 м.

Четвертичные отложения представлены аллювиальными и аллювиально-делювиальными образованиями. Толщина - до 25 м.

Пермская система. Верхний отдел. Уфимский ярус.

Сложен переслаиванием песчаников, мергелей, ангидритов и доломитов, переходящим выше в красноцветную толщину песчаников, глин и алевритов. Толщина - до 265 м.

Нижний отдел. Все ярусы.

Представлены известняками и доломитами с включениями гипсов и ангидритов. В отложениях кунгурского яруса гипсы и ангидриты играют значительную роль. Толщина ниже-пермских отложений от 287 до 384 м.

Каменноугольная система. Верхне-средний отдел.

Отложения представлены доломитами и известняками. Толщина верхнекаменноугольных отложений от 119 до 202 м., среднекаменноугольных от 282 до 348 м. к отложениям каширского и верейского горизонтов московского яруса (пласты КВ1 и В3В4) и к отложениям башкирского яруса (пласты Бш1 и Бш2) приурочены промышленные залежи нефти.

Нижний отдел. Серпуховский и верхняя часть визейского яруса.

Сложены карбонатными породами - известняками и доломитами. Толщина карбонатных отложений от 252 до 313 м.

Яснополянский и малиновский надгоризонты представлены терригенными отложениями визейского яруса - песчаниками, алевритами и аргиллитами. К песчаникам и алевритам тульского (пласты Тл2-а, Тл2-б) и бобриковского (пласты Бб1 и Бб2) горизонтов приурочены промышленные запасы нефти. Толщина от 50 до 77 м.

Турнейский ярус.

Сложен известняками, толщина от 51 до 78 м. На Красноярском и Кипчакском поднятиях в кровле яруса приурочена нефтяная залежь (пласт Т).

Девонская система. Фаменский и Франский ярусы.

Карбонатные отложения верхнего отдела представлены главным образом известняками с порослями доломитов. Толщина от 430 до 791 м.

Нижняя часть кыновского и пашийского горизонта сложена терригенными породами: алевритами, песчаниками, аргеллитами. К отложениям пашийского горизонта приурочена залежь нефти (пласт Д1). Толщина кыновского горизонта от 22 до 30 м., пашийского от 4 до10 м.

Среднедевонская система. Живетский ярус.

Представлен переслаиванием алевритов, песчаников и аргиллитов. Толщина от 11 до 23 м.

Вендский комплекс. Бородулинская свита.

Сложена алевритами с прослоями аргиллитов и песчаников. Вскрытая толщина до 131 м.

1.3 Тектоника

Красноярско-Куединская структура представляет собой бранхиантиклинальную складку сложной конфигурации, имеющую северо-западное простирание и осложненная четырьмя поднятиями - Красноярским, Кипчакским, Куединским, Ареевским, которые прослеживаются по всем маркирующим горизонтам.

В тектоническом отношении Красноярско - Куединское месторождение относится к Куединскому валу - структуре II порядка - осложняющему северный склон Башкирского свода. По генетическому признаку выше перечисленные поднятия - структуры III порядка - относятся к тектоноседиментационному типу, поскольку формирование их начинается в среднем девоне как тектонических, и продолжается в среднем карбоне, вплоть до пермского времени, как структур облекания фаменских рифов.

По кровле тюйской пачки иренского горизонта Красноярское поднятие представляет собой складку неправильной вытянутой формы, изменяющую северо-северо-западное простирание в южной части на северо-восточное в северной. Наиболее четко выражена северная часть поднятия, осложненная куполом, имеющим в пределах замкнутой изогипсы минус 120 и размеры 3,05х2,5 км., амплитуду - 9,8 м. Углы падения крыльев составляет для юго-западного крыла 0°54, для северо-восточного - 0°23.

Южная часть Красноярского поднятия по кровле тюйской пачки выражена пологой седловиной, соединяющей Красноярское и Куединское поднятия.

Куединское поднятие имеет вид куполообразной складки сложной формы. Ее свод находится в районе скв.836, по сравнению с нижележащим верейским структурным планом свод смещен в северо-восточном направлении. Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 120 и составляет 12,9х10,2 км., амплитуда равна 24,3 м. Углы наклона крыльев так же, как и на Красноярском поднятии, невелики: для юго-западного крыла - 0°44, для северо-восточного - 0°30.

Сливаясь по изогипсе -130 м. Красноярское и Куединское поднятия образуют антиклинальную складку общего северо-западного простирания. Ее размеры в пределах изогипсы -130м. На территории горного отвода Красноярско-Куединского месторождения составляют 18,75х6,4 - 12,3 км. Свод Кипчакского поднятия находится в районе структурной скважины 1833. Размеры поднятия в пределах изогипсы -140 м., невелики - 0,8х0,6 км., амплитуда 5м.

По кровле верейского горизонта Красноярское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку меняющую свое простирание с северо-северо-западного в южной половине на северо-восточное в северной. Свод складки осложнен двумя локальными поднятиями северным и южным. Размеры северного поднятия в пределах замкнутой изогипсы -750 м. равны 5,6х2,7 км., амплитуда 16,3 м. угол наклона северо-западного крыла - 1°41, а ниже стратоизогипсы -790 м. оно выполаживается до 0°15. Южное поднятие имеет неправильную форму в ялане, небольшие размеры от 2,5х04 до 1,9 км. в пределах замкнутой изогипсы -780 м., с некрутыми крыльями от 0°40 до 0°31, при амплитуде - 9 м.

Куединское поднятие в плане имеет изометричную, почти квадратную форму. Свод осложнен многочисленными куполами различных форм и размеров. Наивысшая абсолютная отметка находится в скв.768 - минус 750,6 м., амплитуда поднятия 29,4 м. Размеры, структуры ограниченной изогипсой минус 780 м., составляют 8,2х7,4 км. Углы наклона крыльев: западного - 0°52, восточного -0°39.

Кипчакское поднятие по кровле верейского горизонта выражено выступом, осложненным тремя мелкими малоамплитудными поднятиями овальной формы.

По изогипсе минус 790 м Красноярское, Куединское и Кипчакское поднятия сливаются в единую структуру северо-западного простирания, ее размеры равны 15,7х3,0-8,1 км. Более пологое северо-восточное крыло структуры осложнено небольшой складкой овальной формы.

По кровле терригенной пачки тульского горизонта Красноярское поднятие имеет то же простирание, что и по вышележащим горизонтам, но форма структуры выражена более четко, увеличивается наклон крыльев. Свод структуры осложнен тремя поднятиями: южным, центральным и северным. Размеры поднятий, ограниченные изогипсой минус 1150 м., равны 3,5х1,3, 2,0х2,1; 2,7х1,5 км. соответственно. Наивысшая отметка кровли вскрыта в скв.345 (-1130 м.).

Свод Куединского поднятия осложнен многочисленными куполами. Из них наиболее значительными являются поднятия в районах скв.770, 19, 723, их размеры (-1150 м.) соответственно равны 2,6х1,1; 2,5х2,25; 3,1х1,5 км. Наивысшая абсолютная отметка расположена в скв.1435 - минус 1121,1 м., амплитуда поднятия 48,9 м.

На западном крыле Красноярско - Куединской структуры расположено Кипчакское поднятие овальной формы северо-западного простирания. Размеры поднятия - 3,1х2 км., амплитуда - 35,3 м., углы падения: западного крыла - 1°35-3°18, восточного - 1°30-2°45.

По изогипсе минус 1180м. Красноярское, Куединское и Кипчакское поднятия объединяются в одну структуру северо-западного простирания. Ее размеры в пределах горного отвода Красноярско-Куединского месторождения состовляют: 18,75х4,25 - 9,25 км. Углы падения крыльев изменяются: западного - от 1°36 до 2°02, восточного - от 0°38 до 0°53.

По кровле Кыновского горизонта Куединское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку сложной конфигурации. Простирание складки изменяется с северо-западного в ее северной половине на юго-западное в южной. На юге (-1810 м.) поднятие сливается с Югомашевской структурой. Свод Куединского поднятия находится в районе скв.13 (-1796 м.). размеры поднятия в пределах стратоизогипсы минус1810 м. на территории горного отвода Красноярско-Куединского месторождения составляют 11,6х1,1 - 8,4 км., амплитуда - 13,2 м.

В районе Красноярского поднятия на структурном плане кыновского горизонта прослеживается седловинообразный прогиб, разделяющий Куединскую и Красноярскую девонские положительные структуры.

По характеру образования Красноярское, Куединское и Кипчакское поднятия относятся к седиментационно-тектоническим, существующее несоответствие кыновской и вышележащих структурных поверхностей объясняется изменением толщин, вызванным процессами рифообразования, происходившими в позднедевонское время.

1.4 Нефтегазоносность

Геологический разрез месторождения изучен от четвертичных отложений до вендского комплекса на глубину 2169,5 м. На основании проведенной корреляции в разрезе месторождения выделяется 10 продуктивных пластов: КВ1 , В3В4 , Бш1 , Бш2 , Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2 ,Т, Д.

Карбонатные отложения Бш представлены мощной толщей переслаивающихся известняков и доломитов. В пределах ее выделено 3 продуктивных пачки: Бш1, Бш2, Бш3. Верхние пласты Бш1, Бш2 нефтенасыщенны и имеют распространение по всей площади месторождения. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 7,3 до 7,8 м. Запасы нефти по вышеперечисленным пластам практически равновелики.

Башкирский ярус

Первоначально в башкирских отложениях выделялась единая залежь нефти с ВНК- 855 м. Учитывая значительную толщину башкирского разреза, достигающую в отдельных скважинах 42 м., сложенного неоднородными карбонатными породами, требующими дифференцированного способа разработки, при пересчете запасов единый ранее башкирский пласт разделен на 3 проницаемых пласта сверху вниз: Бш1, Бш2 и Бш3. Наличие трех проницаемых зон в башкирских отложениях доказано на многих месторождениях нефти Пермского Прикамья.

Указанные пласты хорошо коррелируются от скважины к скважине в пределах месторождения. Разделяющие их пачки плотных пород имеют толщину от 0,5 до 4 м. В составе каждого из пластов выделяется от 1 до 14 проницаемых прослоев. Верхние пласты Бш1 и Бш2 - нефтенасыщенные, к ним приурочены основные запасы нефти башкирского яруса.

Нижний пласт Бш3 представлен водонасыщенными породами и только в 7 наиболее высоко расположенных скважинах (723, 768, 895, 900, 922, 1381, 1435) в кровле выделены нефтенасыщенные пропласты общей толщиной от 0,8 до 4,8 м. Вновь полученные данные подтверждают достоверность утвержденных ГКЗ отметок ВНК.

По имеющимся данным нет оснований предполагать, различные контакты для выделенных пластов. В пределах Пермской области внутри башкирских отложений нет региональных водоупоров. Данные по искривленным скважинам с .l > 80 м не противоречат принятому ВНК.

В скважинах, пробуренных в период с 1974 по 1986 год, получена, нефть с водой, что является следствием отбора нефти и нагнетания в пласт воды. К пласту Бш1 приурочена единая залежь нефти, охватывающая Красноярское, Кипчакское и Куединское поднятие Красноярско-Куединского месторождения. Нефтепроявления по керну отмечаются до абсолютной отметки минус 872,5 м. Залежь нефти в пределах принятого ВНК минус от 855 до 859 м. имеет размеры 21,5х5,2 -11,5 км., этаж нефтеносности от 47,3 до 51,3 м. Тип залежи - пластовая. Нефтенасыщенные толщины в нефтяной зоне изменяются от 0,8 до 13,6 м., составляя в среднем 6,2 м., в водонефтяной зоне от 0,4 до 9,4 м., среднее значение - 3,2 м.

Объем нефтяной зоной равен 63%, в водонефтяной - 37%. Отношение эффективной толщины к общей составляет по залежи от 0,32 до 0,36 при среднем значении 0,34. Коэффициент расчлененности изменяется от 6,2 до 7,1 ,составляя в среднем 7,1.

В пласте Бш2 выделяется несколько залежей нефти, ограниченных ВНК минус от 855 до 859 м. Керн, вынесенный из пласта Бш2, пропитан нефтью до абсолютной отметки минус 867,4 м. В пределах водонефтяного контакта минус от 855 до 859 м. размеры залежи составляют от 0,3 до 10,8х от 0,2 до 5,8 км., этаж нефтеносности 1,0х1,3 м.

Нефтенасыщеные толщины в нефтяной зоне изменяются от 2,8 до 11,4 м., средневзвешенное значение 6,0 м. Нефтенасыщенные толщины в пределах водонефтяных зон изменяются от 0,2 до 10,6 м., составляя в среднем от1,2 до 3,3 м. объем нефтяной зоны на куединском поднятии равен 33%.

Отношение эффективной толщины к общей от 0,29 до 0,36, в среднем 0,34, коэффициент расчлененности от 5,5 до 7,8, среднее значение 7,8.

При опробовании пласта Бш3 в процессе бурения скв.149 притока не получено. При совместном опробовании пластов Бш1 +Бш2+Бш3 в скв. 768 был получен приток нефти дебитом 10 т/сут. при нижней дыре перфорации на абсолютной отметке минус 828,5 м.

Приток нефти здесь, возможно, из пласта Бш2, т.к. пористость пропластков там в интервале перфорации составляет от 19,2 до 20,4%,а в пласте

Бш3 от 8,4 до 9,9%. В остальных скважинах Бш3 не опробовался, данные о нефтепроявлении керна в пласте отсутствуют.



1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Нефть башкирских пластов описана по собственным глубинным пробам из четырех скважин (29,92,86,934). Получено 12 глубинных проб, из них 10 представительных. Нефть из этих скважин различного качества. В скв. 86 и 92, расположенных в приконтурной части залежи, нефть более тяжелая и менее газонасыщенная по сравнению с нефтью из скв. 29 и 934, где она лучшего качества. В целом они дают общую характеристику нефти Башкирской залежи Куединского поднятия.

Для пересчета запасов нефти и газа по пластам Бш1 + Бш2 в целом по месторождению рекомендуются следующие параметры: давление насыщения 7,14 МПа, газонасыщенность 27,7 м3/т, вязкость 12,88 МПа*с, объемный коэффициент 1,056, плотность дегазированной нефти 882 кг/м3.

Таблица 1 - Параметры пластовой нефти

Наименование параметра	Обозначение	Единица измерения	Значение
Пласт			Бш
Давление насыщения нефти газом	Р нас.	МПа	6,8
Газосодержание		м3/т	28,2
Объемный коэффициент	B		1,061
Вязкость нефти	н пл.	сП	12,88
Плотность нефти	н пл.	кг/м3	883 - 904

На поднятии установлена определенная закономерность изменения свойств пластовых флюидов при снижении давления. Поверхностная нефть башкирских пластов тяжелая, ее плотность от 883 до 904 кг/м3, она высокосмолистая, высокосернистая, парафинистая.



Таблица 2 - Параметры и состав разгазированной нефти

Наименование	Значение
Пласт	Бш
Плотность нефти, кг/м3	882
Вязкость нефти, сСт	40,41
Молекулярный вес	253
Температура застывания нефти, 0С	-10
Температура застывания парафина, 0С	50
Содержание, % вес	Количество определений	11
	Серы	2,56
	Смол силикагелевых	23,72
	Асфальтенов	4,50
	Парафинов	3,48
Фракциональный состав.Выход в % объема	Количество определений	11
	до 100 0С	3
	до 150 0С
	до 200 0С	21

Нефть в разгазированном состоянии высоковязкая, высокосмолистая, высокосернистая, высокоасфальтенистая, парафинистая.

Таблица 3 - Состав и свойства газа

Наименование	Газ, выделившийся при однократном разгазировании пластовой нефти	Попутный газ
Пласт		Бш		Бш
Плотность газа, г/л		1,490		1,454
Состав газа ,% мол.	Метан		15,9		26,4
	Этан		25,4		18,5
	Пропан		23,0		18,6
	Изобутан н.бутан		8,5		10,5
	Изопентан н.пентан		3,6		5,7
	Гексан + высшее		0,2		0,3
	Углекислый газ		1,5		0,6
	Азот		20,9		19,2
	Сероводород		0.1 - 0.8

Газы, растворенные в нефти - низкометановые, среднеазотные, высокожирные, содержат сероводород от 0,1 до 0,8%.

Таблица 4 - Физико - химические свойства воды

Пласт (горизонт)	Вязкость в пластовых условиях, сП	Плотность в пластовых условиях, кг/м3	Содержание ионов, мг/л
			Cl-	SO4--	HCO3--	Ca++	Mg++	Na++К+
Башкирский	1,55	1144	130186	387	отс.	12109	2518	68860

Химический состав пластовой воды представлен рассолом хлорокальциевого типа. С глубиной происходит увеличение плотности и уменьшение вязкости пластовых вод.

1.6. Конструкция скважины

Исходя из совместимости условий бурения в отдельных интервалах разреза, с учетом назначения скважины, геологической характеристики разреза и встречающихся во время бурения осложнений, была принята следующая конструкция скважины № 884:

Направление диаметром 426 мм спускают на глубину до 20 м с целью перекрытия неустойчивой верхней части разреза (четвертичных отложений). Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой CaCl2 до 3 % от веса цемента. Подъем цементного раствора осуществляется до устья.

Кондуктор диаметром 324 мм спускают на глубину до 80 м с целью перекрытия интенсивных зон поглощения кунгурского яруса. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой CaCl2 до 3 %. Подъем цементного раствора до устья.

Техническую колонну диаметром 245 мм спускают на глубину до 330 м с целью перекрытия зон частичного поглощения кунгурского и артинского ярусов и установки превентора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавлением CaCl2 до 2 % от веса цемента. Подъем цементного раствора осуществляется до устья.

Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают до проектной глубины и цементируют с подъемом тампонажного раствора выше башмака технической колонны на 100 метров

Интервал продуктивных пластов и выше на 200 м перекрывают тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой CaCl2 до 2 % от веса цемента. Остальной интервал цементируют облегченным тампонажным материалом с низкой фильтратоотдачей (0,2 % полиакриламида (ПАА) и 3 % NaCO3 от веса цемента, водоцементное отношение 0,8).

Опрессовку эксплуатационной колонны производят в добывающих скважинах на 15 МПа



d= 324м

Направление -

Н=20м.

d= 245м. Кондуктор - Н=80м

Эксплуатационная колонна

- Н=1196м.

d=146м.

Рис. 1 Конструкция скважины №884



2. Техническая часть

2.1 Геофизические исследования скважин

По план-заказу на скв.№884 необходимо провести работы:

- Геофизические исследования скважины (ГИС).

- Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК).

- Водоизоляционные работы (ВИР) Бш2.

- Перфорация Бш1 ПК-105Н.

- Кислотная обработка ДН-9010.

- Одновременно раздельная эксплуатация (ОРЭ).

Перед переходом на выше и ниже лежащие пласты провидится комплекс (ГИС) геофизических исследований скважин

Геофизические исследования скважин -- комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в около скважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин.

Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики.

Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины радиус исследования от 1 до 2 м.

Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования.

В данном случае применяются ИННК (Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж)

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж основан на многомерной регистрации нестационарных потоков тепловых нейтронов одновременно на двух зондах в скважинах любых категорий. За счет применения импульсных генераторов нейтронов измеряется пространственно-временное распределение тепловых нейтронов в скважинах, в результате чего достигается повышенная достоверность и однозначность решения традиционных задач нефтепромысловой и нефтеразведочной геофизики.

Применяется для:

- определение характера насыщения пластов;

- определение ГВК, ВНК;

-определение коэффициента текущей нефтенасыщенности пластов;

- определение пористости пластов.

Обоснование водоизоляционных работ (ВИР) на Бш2

Скв.№884 находится в эксплуатации с 1989г. С этого времени на скважине, в основном, были проведены 9 ТРС с целью смены ГНО и 3 КРС с целью проведения интенсификации с применением СКО. Последний КРС был в 1998г В настоящее время скважина работает с такими параметрами: дебит жидкости составляет 6.4м3/сут, дебит нефти 1,4 т/сут, обводненность составляет 75%. В связи с этим принято ращение провести ВИР на Бш2 и дострелять Бш1 с последующей обработкой КО раствором ДН-9010.

По плану заказу проводится перфорация Бш1 в трех интервалах: от 1142.5 до 1152м, от 1138 до 1141м, от 1135.5 до 1136м. зарядами ПК-105Н по 10 отв. на 1 п.м.

Перфорацию применяют для вызова притока пластового флюида из пласта коллектора необходимо обеспечить наличие устойчивой гидросвязи в системе скважина - пласт.

Именно для этой цели предназначены перфорационные кумулятивные системы. Основное назначение кумулятивных перфораторов - пробитие отверстий в обсадной колонне и цементном кольце. Процесс создания этих отверстий и называется перфорацией. Операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов (перфораторов) с целью создания в обсадной колонне отверстий. В данном случае применяем перфоратор ПК-105Н.

Перфораторы ПК-105Н изготавливаются из запатентованной высоколегированной стали и на способ их производства получен патент РФ № 2200827 на изобретение. Термическая обработка корпусов формирует высокий комплекс физико-механических свойств, предотвращает образование трещин при выстрелах и обеспечивает малое раздутие корпусов. Ствольные отверстия выполняются под заряды различного типа. Резьбовые соединения обрабатываются алмазной пастой и изготавливаются, как со стандартной метрической резьбой, так и с трапециидальной, ускоряющей процесс скручивания-раскручивания.

Технические характеристики ПК-105Н:

- наружный диаметр до применения - 105 мм (максимально-допустимый при эксплуатации - до 108 мм);

- длина одного корпуса с 10 ствольными отверстиями - 1060 мм;

- общая длина перфоратора с двумя корпусами (20 ствольных отверстий), наконечник и головка - 2347 мм ;

- ствольные отверстия диаметром 32 или 20 мм располагаются по правой спирали;

- сдвиг между осями соседних зарядов - 90°;

- расстояние между соседними зарядами - 85 мм;

- масса перфоратора с одним корпусом - 52 кг;

- масса перфоратора с двумя корпусами - 88 кг.

2.2 Техника и технология проведения СКО

Для очистки стенок скважины от цементной корки и продуктов коррозии при отрытом забое применяют кислотные ванны. При этом раствор подают на забой скважины и выдерживают его там, не продавливая в пласт. Через некоторое время отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость в затрубное пространство скважины. Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих веществ в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна является одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

Простые или обычные кислотные обработки

Простые или обычные кислотные обработки - это наиболее распространенный вид кислотной обработки. Он предназначен для воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. К этим обработкам так же относятся обработка скважин грязевой кислотой и пенокислотная обработка.

Термокислотная обработка

Термокислотная обработка - это комбинированный процесс. В первой фазе его осуществляется термохимическая обработка на забое скважины раствором горячей соляной кислоты. Во второй фазе термокислотной обработки производится обычная кислотная обработка.

В настоящее время получили хорошие результаты кислотной обработки под высоким давлением.

Сущность метода заключается в том, что давление нагнетания кислоты в пласт искусственно повышается до 150-300 Атм, путем предварительной закачки в высокопроницаемые пласты и пропластки высоководной нефти кислой эмульсии. Высокое давление продавливания кислоты способствует уменьшению скорости реакции, глубокому проникновению кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов, что значительно повышает эффективность кислотных обработок.

Соляно-кислотная обработка

Соляно-кислотная обработка скважины основана на способности самой кислоты растворять карбонатные породы, известняки, доломиты - помогающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. При этом протекают следующие химические реакции:

СаСО3+2НСе=СаСе2+Н2О+СО2

СаМq(CO3)2+4HCe=CaCe2+H2O+CO2+MqCe2

В результате реакции образуется хорошо растворимый в воде хлористый кальций (СаСl2) или хлористый магний (МqCl), углекислый газ и вода. Продукты реакции соляной кислоты (НСl) с карбонатом, т.е. СаСl и МqCl2 вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагированной кислоты. После обработки они вместе с продукцией извлекаются из скважины. Газ СО2 так же легко удаляется. Соляная кислота, растворяя известняки и доломиты, расширяет поровое пространство и трещины в породе. Обрабатывать известняки и доломиты другими кислотами, например, соляной нельзя, так как при этом в результате реакции образуются нерастворимые в воде соли, оседающие на забое скважины и закупоривающие поры.

Соляно-кислотная обработка предназначена в основном для ввода кислоты в пласт, по возможности на значительное расстояние от забоя, с целью расширения каналов и улучшения их сообщения, а так же для очистки порового пространства от илистых образований.

Самостоятельное значение имеет кислотная обработка стенок скважины в пределах продуктивного горизонта, т.е. кислотная ванна, которая становится с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корки и продуктов коррозии. При такой обработке растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы загрязняющие поверхность забоя скважины.

В результате действия НСl нарушаются целостности отложившихся загрязняющих материалов, происходит их распад с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность с последующей промывкой.

Таким образом кислотные обработки забоев и призабойных зон скважин производятся:

а) для увеличения дебита скважины;

б) для очистки поверхности ствола скважины от глинистой и цементной корки, от засоряющих фильтрующую поверхность продуктов коррозии от осадков солей;

в) для обработки забоев и призабойных зон термокислотными методами с целью удаления отложений парафина, препятствующего как поступлению нефти, так и воздействию кислоты на породу продуктивного пласта;

г) для обработки забойной пробки с целью уменьшения ее плотности и облегчения ремонтных работ.

Материалы, применяемые для соляно-кислотной обработки скважины.

Соляная кислота. Химическими заводами вырабатываются несколько сортов технической соляной кислоты различающихся между собой концентрацией НСl и содержанием вредных примесей железа и серной кислоты. Лучшим сортом по эти м признакам является синтетическая соляная кислота, выработанная по ГОСТу 857-57 и имеющая следующие параметры:

содержание НСl не менее 31%;

железа - не более 0,02%;

серной кислоты - не более 0,005%.

Все другие сорта технической соляной кислоты имеют худшие характеристики и при их применении для обработки скважин требуется принимать меры по нейтрализации действия вредных примесей.

Ингибиторы коррозии

Растворы соляной кислоты с содержанием 12% НСl и выше, которые обычно применяют при обработке скважин, вызывают очень сильную коррозию металлического оборудования, чем выше концентрация соляной кислоты в растворе, тем в большей степени и быстрее происходит коррозийное разрушение металла. При этом, помимо принесения прямого ущерба оборудованию скважины, все растворимое в кислоте железо выпадает в осадков виде гидратных соединений окиси железа в поровом пространстве пласта. Добавление специальных реагентов к рабочим растворам соляной кислоты (НСl) достигается ослабление ее коррозийной активности в отношении металла, что обеспечивает увеличение срока службы оборудования и предупреждает выпадение в пласт осадка окиси железа. В качестве ингибитора коррозии применяется уником ПБ-5, недостатком которого является выпадение в осадок в виде липкой массы.

Хорошие результаты получены при использовании в качестве ингибитора ПАВ (поверхностно-активные вещества), котонина А и котонина К. Высокая активность их, как ингибиторов коррозии наблюдается уже при малых концентрациях от 0,01 до 0,025% и они не выпадают в осадок.

Стабилизаторы.

Стабилизаторами в условиях соляно-кислотной обработки называются реагенты, добавляемые в раствор кислоты, с целью предупреждения выпадения из него осадков окиси железа. В качестве стабилизатора кислотного раствора применяется уксусная кислота (СН3СООН), которая предупреждает выпадение железа из раствора.

Интенсификаторы.

Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами.

Интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что обеспечивает удаление продуктов реакции из пласта.

Подготовительные работы перед соляно-кислотной обработкой.

Перед проведением соляно-кислотной обработки на скважине проводятся подготовительные работы. Планируется площадка и подъездные пути, территория скважины должна быть очищена от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке нагнетательных линий. После расстановки техники подготовительная бригада производит глушение скважины. Для этого необходимо рассчитать удельный вес жидкости, применяемой для глушения данной скважины

Для глушения скважины возьмем соленую пластовую воду с удельным весом 1,18 гр./см3, так как она более выгодна и способна создать необходимое гидравлическое давление в колонне, обеспечивая безопасную работу при подземном ремонте скважины.

Требуемый объем жидкости для глушения рассчитаем по формуле:

V=ПД2 /4 х Н

Где V - объем продавливаемой жидкости (м3),

Д - внутренний диаметр обсадной колонны (м),

Н - глубина спуска НКТ.

Глушение производит бригада состоящая из старшего оператора с 6 разрядом и помощником с 4 разрядом. За этой бригадой закреплена специальная техника для глушения. В данном случае по Павловскому участку бригада работает с промывочным агрегатом на базе «КрАЗ» ЦА-320 и три автоцистерны-бардовоз на базе автомобиля «КамАЗ» для подвозки пластовой воды.

Для проведения глушения собираем нагнетательную линию, которая аналогична при соляно-кислотной обработке. После того, как скважина будет заглушена, закрывают задвижку и стравливают давление на нагнетательной линии до атмосферного, после этого линия разбирается. После чего к работе на скважине приступает бригада ПРС, которая ознакомлена с нарядом по проведению намеченных работ. Бригада состоит из старшего оператора с 6 разрядом, помощником оператора с 4 разрядом и машинистом подъемного агрегата АР-32/40 на базе автомобиля «КрАЗ».

На скважину завозится необходимое оборудование: Вагон-дом, инструментальный вагон, приемные мостики для укладки труб и штанг, доливочная емкость и мерная емкость.

Рисунок 2 -Расстановка оборудования на скважине при проведении КРС



3. Организационная часть

3.1 Охрана недр и окружающей среды при СКО

Все работы по закачке химреагентов в скважины должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ:

§ Закон РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах»;

§ Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»;

§ Федеральный закон от 04.05.1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»;

§ Федеральный закон от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления»;

§ Водный Кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 г. № 74-ФЗ.

При обработках скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны дополнительно мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

Необходимо обеспечить герметичность системы по закачке химических композиций. При аварийных разливах химреагенты следует немедленно собрать в приямок и на месте нейтрализовать. Отложения и остатки химреагентов, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций подлежат захоронению в местах, отведенных по согласованию с местными органами пожарного и санитарного надзора.

По окончанию обработки скважины необходимо очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины.

При выбросах компонентов композиций из емкостей, разлива реагентов на грунт, необходимо загрязненные участки земли засыпать песком с последующим удалением в шламонакопитель для захоронения в соответствии с методическими указаниями.

3.2 Охрана труда и техника безопасности при СКО

Работы по нагнетанию в скважину химических и других агентов производится в соответствии с планом, утвержденным в установленном порядке. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

Работники, участвующие в проведении работ по закачке кислотного состава, должны быть проинструктированы по мерам предупреждения отравления данным химическим веществом и оказания первой доврачебной помощи пострадавшим при отравлении.

Химические вещества должны иметь паспорта (сертификаты) по установленной форме и внесены в Перечень, составленный в соответствии с установленным порядком по допуску к применению химических продуктов, предназначенных для использования при добыче, транспортировке и переработке нефти.

Для перевозки и хранения кислот не разрешается использовать неисправные и несоответствующие виду тару и ёмкости.

Замер уровня кислоты в ёмкости должен быть дистанционным. При закачке кислотного состава на нагнетательной линии возле устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

Нагнетательная линия после сборки до начала закачки опрессовывается на полуторократное ожидаемое рабочее давление. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удалён за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

Перед началом работ по закачке кислотного состава и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии ледяных пробок в нагнетательных линиях. Обогревать трубопроводы открытым огнём запрещается.

На период кислотной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины, во избежание действия паров кислоты на обслуживающий персонал агрегаты следует устанавливать с наветренной стороны.

На всех объектах (скважинах, трубопроводах) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы. Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента.

На месте производства работ по закачке кислоты должен быть:

- аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты.

- запас чистой пресной воды.

- нейтрализующие компоненты для растворов кислот (хлорамин, пищевая сода, марганцовокислый калий).

Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.

Во время закачки раствора кислоты в скважину категорически запрещается ремонтировать коммуникации и шланги, подтягивать соединения, сальники, устранять течи и т.д. При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить закачку кислоты, давление снизить до атмосферного, а коммуникации промыть водой. После закачки химреагентов до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться промывочная жидкость, объемом достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.

Запрещается нахождение обслуживающего персонала на ёмкостях кислотных агрегатов, АЦН, доливных ёмкостей и площадках открытых мерников во время всего цикла производства работ по закачке кислотного состава и удаления остатков продуктов реакции из скважины. Объем закачиваемой и промываемой жидкости осуществлять только по уровнемерам.

На рабочем месте, связанном с применением кислот, должна быть медицинская аптечка.

К проведению кислотной обработки допускаются лица, прошедшие обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические медицинские осмотры для определения пригодности этих работников для выполнения поручаемой работы, обучение и проверку знаний требований охраны труда и промышленной безопасности, и целевой инструктаж по конкретному виду обработки.

Работы по кислотной обработке скважин проводятся специализированной бригадой (звеном) по химическим обработкам скважин (в исключительных случаях - бригадой КРС), под руководством ответственного исполнителя работ из числа руководителей и специалистов, по плану, утвержденному главным инженером, или лицом, его заменяющим.Во время закачки кислоты и продавочной жидкости запрещается присутствие посторонних лиц на территории близ устья скважины и у нагнетательных линий. Запрещается закачка кислоты при силе ветра более 12 м/сек., при тумане, в темное время суток без дополнительного освещения.

3.3 Противопожарные мероприятия при СКО

- Вся территория производственных объектов бурения скважин и добычи нефти и газа, установки для сбора, хранения, транспорта нефти и газа, а также производственные помещения должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

- Не допускать замазучивания производственной территории и помещений, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВ и ГЖ), мусором и отходами производства, сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава и т.д. должны убираться, а место разлива ГЖ и ЛВ должны также тщательно убираться и засыпаться сухим песком или грунтом.

- Вокруг площадок и пожаро- и взрывоопасных объектов и сооружений, расположенных на территории нефтегазодобывающего предприятия, периодически должна скашиваться трава в радиусе не менее 5м.

- Дороги к сооружениям, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения нельзя загромождать и использовать для складирования материалов, деталей, оборудования.

- У пожарных гидрантов необходимо установить надписи указатели, позволяющие быстро определить место их расположения.

- В пожаровзрывных объектах, цехах, складах, и на их территории курение запрещается. В таких местах должны быть вывешены предупредительные надписи «Курение запрещается».

- На территории предприятия, за исключением мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной, запрещается разведение костров, выжигание травы, нефти.

- Не применяйте для освещения пожароопасных и взрывоопасных производственных установок источники открытого огня.

- Строго следить за герметичностью оборудования (особенно фланцевых соединений и сальников). В случае обнаружения пропусков примите меры к их устранению.

- Отогревание замерзшего оборудования производится только паром или горячей водой. Применение открытого огня запрещается.

- У каждого телефона аппарата должны быть вывешены специальные таблички с указанием номера телефона пожарной части для вызова ее при возникновении пожара.

3.4 Промышленная безопасность

- Ознакомить всех работников с планом работ, возможными осложнениями и авариями в процессе работ, ПЛА (в соответствующем разделе плана).

- Провести в неплановый инструктаж по инструкциям по ОТ и ПБ по видам работ, которые предусмотрены настоящим планом работ (п. 4.6.1. ПБ. 08-624-03). Провидения инструктажа оформить документально в Журнале регистрации инструктажа оформить документально в Журнале регистрация инструктажей.

- Проверить исправность фильтруюших противогазов, разместить противогазы на рабочем месте.

- Провесрить исправность прибора для анализа воздушной среды, АМ-5 (Микроклин) и наличие индикаторных трубок.

- Подготовить к применению комплект обводненного инструмента.

- Проверить наличие и исправность оборудования и инструмента для СПО с занесением в Журнал ежедневного осмотра оборудования.

- Остановить (при необходимости заглушить) соседнии скважины если расстояние между устьями 1.5м и менее.

- Закрыть специальными экранирующими устройствами соседние с ремонтируемой скважиной (по одной с права и слева), находящиеся под давлением.

- Перед началом работ получить разрешение у представителя ПВО, согласно распределения скважин по категориям опасности возникновения ГНВП.



4. Спец. вопрос

4.1 Анализ эффективности от проведенных работ

Таблица 5-Параметры работы скважины до и после ГТМ

До ГТМ	После ГТМ	Дополнительная суточная добыча (тонн)
Qж (м3/сут)	Qн (т/сут)	% воды	Qж (м3/сут)	Qн (т/сут)	% воды	Qж (м3/сут)	Qн (т/сут)
6,4	1,4	75	12	5,4	50	6,6	4

Дебит нефти до ГТМ составлял 1,4 т/сут, а после ГТМ стал 5,4 т/сут, таким образом прирост дебита составил 4 т/сут, В результате проведенного мероприятия суточная добыча нефти на скважине №884 увеличилась в 3,8 раза, а дополнительная годовая добыча составит 1460 тонн.

По составленной таблице 5 наглядно видна динамика технологических суточных показателей работы скважины.

Итак, можно сделать вывод, что ГТМ по водоизоляционным работам на Бш2 и перфорации Бш1 прошло удачно, получен суточный прирост добычи нефти в 4 тонны, а годовая добыча нефти составит 1460 тонн.

4.2 Анализ добывных возможностей скважины №884

· Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока.

K = Q/(Pпл-Pзаб) (м3/МПа сут)

где Q - дебит скважины (м3/сут)

Рпл и Рзаб - пластовое и забойное давление (МПа)

К884= 14/(12,5-3,86) = 1,62 (м3/МПа сут)

· Определение максимального допустимого давления из условия

Рmax. доп = 0,75*Рнас (если nв > 50%), МПа

Рmax. доп = 0,3*Рнас (если nв < 50%), МПа

где Р - давление насыщения, (МПа)

n - обводненность продукции, (%)

Рmax.доп.884 = 0,3*8 = 2,4 МПа

· Определение максимального допустимого дебита (Qmax.доп.) скважины

Qmax.доп = K * ( Pпл - Pмах.доп. ), м3/МПа* сут

Qmax.доп.884 = 1,62*(12,5-2,4) = 16,36, м3/МПа* сут

· Определение разности дебитов

?Q = Qmax. доп - Qф ( м3/МПа* сут )

Q884 =16,36-14=2,36 ( м3/МПа* сут )

Таблица 6- Анализ добывных возможностей скважины №884

№ скв.	Qф м3/сут	Pпл МПа	Pзаб. МПа	K м3/ МПа*сут	Pнас. МПа	?в %	Pmax МПа	Qmax.доп. м3/ МПа*сут	?Q м3/ МПа*сут
884	14	12,5	3,86	1,62	8	49	2,4	16,36	2,36

Из сводной таблицы 2 видно, что разность между максимально допустимым и фактическим дебитами в скважине № 884 имеет незначительные положительное значения. Коэффициент продуктивности на скважине больше единицы. Значит эта скважина работает в оптимальном режиме.

4.3 Анализ технологического режима работы скважины №884

· Определение коэффициента газосодержания

G0 = G??, м3/м3

где G - газовый фактор(м3/м3)

? - относительная плотность газа по воздуху;

? =?г/?возд. , где ?возд.=1,148 (кг/м3)

? =1,282/1,148=1,12

По пласту:

G0 =0,3*1,2=0,36

· Определение плотности газожидкостной смеси

При высоком газовом факторе и обводненности меньше 80%

?ж.=(?н+?г*G+?в*nв/(1-nв))/(в+nв/(1-nв)) (кг/м3)

При низком газовом факторе и обводненности ниже 80%

?ж .= ?в*?в+?н*(1-?в)

?ж.884 =(882+1,291*0,36+1109*0,12/(1-0,49))/(0.94+0,49/(1-0,49))=1020 (кг/м3)

· Определение приведенного пластового давления

Рпр.=Рпл/Рср.кр.,.МПа

где Рср.кр - среднее критическое давление (? 2.56 МПа)

Р пр.884 = 12,5/2,56 = 4,8( МПа)

· Определение оптимальной глубины погружение насоса под динамический уровень.

Нопт. = ((Pпр - Pзат)*106)/(?ж*g), м

где Pзат. - затрубное давление, МПа;

g - ускорение свободного падения (9,8).

Hопт.884 = ((4,8-0,84)*106)/(1020*9,81) = 395,3 м

· Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень

hф = L - Hд, м

где L - глубина спуска насоса м;

Нд - высота динамического уровня м.

hф 884 = (900+100)-756 = 244 м

· Определение разности между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса.

h = Нопт.- hф, м

h884= 395,3-244 = 151,3 м

· Определение коэффициента подачи насоса

? = Qф/Qт

?884 = 14/28 = 0,5



Таблица №7- Анализ технологических режимов работы скважины №884

№ скв.	G м3/м3	G0 м3/м3	Pпр МПа	?см кг/м3	Hопт. м	hф м	h м	?
884	0,3	0,36	4,8	1020,9	395,3	244	151,3	0,5

В скважине № 884 разница между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень имеет положительное значения 151.3м, рекомендую приспустить насос до оптимальной глубины.

Скважина № 884 работает с коэффициентом подачи меньше 0,6. Низкий коэффициент подачи может быть связан с утечками, которые происходят в результате увеличения зазора между цилиндром и плунжером, залипании клапанных пар, а также с утечками в нагнетательной или приемной частях насоса. Влияние газа также приводит к снижению коэффициента насоса, так как плунжер заполняется газом вместо жидкости. Рекомендую вывести скважину на исследование (необходимо провести динамометрирование) с целью определения низкого коэффициента подачи.

Снижение подачи также может происходить из-за утечек в НКТ которые происходят по резьбовым соединением, а также по телу трубы.

Поэтому при СПО необходимо производить свинчивание - развенчивание труб и производить их опрессовку.

Расчет основного магистрального насоса.

В соответствии с заданной пропускной способностью МНП Gr по таблице выберем его ориентировачные данные.

Gr = 10,0 млн т/год

Dн = 630 мм

Рдоп = 6,2 МПа

Кн.р = 1,10

Ку.р = 0,75

Определим расчетную толщину стенки трубопровода ? (с округлением до номинальной толщины стенки в большую сторону):

Расчетное (допустимое) сопротивление стали на разрыв, МПа:

Опрделяем внутренний диаметр:

= - = 614 мм

Определяем плотность перекачиваемой нефти:

= 780

= 1,0 С

= 0,792 кг/С

= 20 С

Определяем расчетный часовой (Qч) и секундный (Qс) расход нефти:

Определяем скорость перекачки:



В соответствии с расетной выберем марку основного магистрального насоса

Ответ: НМ 1800-240*



Заключение

Нефтяная промышленность занимает одно из наиболее прогрессивных мест в мире.

Для развития нефтегазодобывающей промышленности, необходимо создание современной технологии и техники промыслового сбора.

Красноярско-Куединское месторождение находится на завершающей стадии разработки. В связи с этим необходимо применять методы увеличения нефте отдачи. Скважина №884 находится в эксплуатации с 1984г, поэтому имеет высокую обводненность. По план заказу на 4 июля 2013г на ней были проведены водоизоляционные работы и переход на вышележащий пласт с последующей эксплуатацией двух пластов. В ходе работ над курсовым проэктом была показана эффективность от проведенных ГТМ.