Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

Геологическое строение эксплуатационных объектов и емкостно-коллекторские свойства продуктивных отложений. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Рекомендации по их эксплуатации.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 15.02.2012
Размер файла 4,9 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Основным параметром для диагностирования скважин является дебит, который определяется по замерному устройству (стационарному, передвижному) или расчётными методами - по динамограмме, а также по темпу откачки и восстановления уровня.

Значения Sкол в зависимости от диаметра НКТ и эксплуатационной колонны приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Площадь кольцевого затрубного пространства скважины

Условный диаметр ЭК, мм

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр, м

Площадь кольцевого затрубного пространства в зависимости от диаметра НКТ (в мм), м2

60

73

89

114

6,4

0,1012

0,0052

0,0039

0,0019

7,4

0,0992

0,0049

0,0036

0,0016

8,6

0,0968

0,0045

0,0032

0,0012

10,2

0,0936

0,0041

0,0027

0,0007

146

6,5

0,133

0,0111

0,0097

0,0077

7

0,132

0,0108

0,0095

0,0075

7,7

0,1306

0,0106

0,0092

0,0072

8,5

0,129

0,0102

0,0089

0,0069

168

7,3

0,1534

0,0157

0,0144

0,0123

8

0,152

0,0154

0,0120

0,0120

8,9

0,1502

0,0149

0,0136

0,0116

10,6

0,1468

0,01

0,0128

0,0108

Диаметр НКТ - 73 мм (2,5"), эксплуатационной колонны - 146 мм (5"), толщина стенки - 7 мм. За 30 мин после запуска установки уровень в «затрубье» понизился на 15 м при постоянном Рзатр.

Расчётный дебит по темпу откачки составит: Qрасч =24х0,0095х15 /0,5 =6,8м3/сут.

Данный метод является приближённым, т.к. не учитывает ряд факторов (приток жидкости из пласта, наличие отложений на внутренней части эксплуатационной колонны и т.д.), и поэтому может быть использован только для предварительных расчётов.

При необходимости по темпу откачки можно рассчитать время отбивки контрольного динамического уровня.

После выполнения комплекса работ по диагностике оператор тех. группы принимает решение об остановке или продолжении эксплуатации скважины.

Скважина оставляется в работе в случаях, если дальнейшая эксплуатация установки не приведёт к «срыву подачи» из-за снижения Ндин до приёма насоса, а также осложнениям или авариям, в т.ч. из-за износа сальникового уплотнения (перегрев).

При отсутствии опрессовки на закрытую задвижку, а также при значительном темпе падения давления (на три и более атмосферы в минуту), скважина останавливается. В этом случае для возможности повторного исследования статического уровня закрывается задвижка (центральная или линейная). В условленном месте (арматура, СУ) для оператора-обходчика оставляется записка с указанием причины и даты остановки скважины. Вся информация передаётся диспетчеру нефтепромысла.

В процессе выполнения полевых работ вся информация записывается в рабочий журнал оператора. Образец журнала представлен в табл.7.2.

Таблица 7.2 Образец рабочего журнала оператора технологической группы

Дата

Скв., параметры

Вид работ

Время

Нст(Рз), м (атм)

Нд(Рз), м (атм)

Рлин, атм

Расчётные параметры Примечания

10.02

1234 (1) н-32-1300 СК-8 N = 4,0 L = 1,8

Qтеор=8,3,

НКТ-2,5, ЭК-5

1.Нст., запуск

9-30

320(2,0)

10,0

2. Определение параметров

9-40 9-50 10-00

324(2,0) 327(1,8) 330(1,8)

10,0 10,0 10,0

Темп откачки-1 0м/3 0мин = 20м/час Тотк=(0,8 х 1300 - 320)/20 = 36 час. <2Ф =24х 0,0095 х 20 = 4,6 м3/сут Кпод = 4,6 / 8,3 =0,55

3.Динамогра-фирование

Снял 3 д/граммы, выполнил тест клапанов Д/гр рабочая

3. Работа на закрытую задвижку

10-30

10-20'-25-10'-20 Тув = 15/20 = 0,75 (атм/мин). Тпад = 5 /10 = 0,5 Кгер = 0,75 /(0,75 + 0,5) = 0,6 Qdkp = 5,5х0,6 = 3,3 м3/сут Скважину оставил в работе на доисследование.

11.02

Определение параметров

15-10 15-40

680 (1,5) 687 (1,5)

10,5 10,5

Тотк=(0,8 х 1300 - 680)/14 = 25 час. Скважину оставил в работе

12.02

Qф=3,0

(поГЗУ)

Определение параметров

14-20 14-50

790 (1,5)10,5 793 (1,5)10,5

10,5 10,5

Тотк=(0,8 х 1300 - 680)/ 6 = 41 час. Кпод =3,0/8,3 =0,36 Снял д/грамму, скважину оставил в работе

Решение о дальнейшем исследовании, «реанимировании» скважины или проведении ПРС принимается инженером-технологом по результатам интерпретации проведённых исследований и расчёта дебита по динамограмме.

Заключение о работе установки должно архивироваться в используемых программных комплексах «МИКОН» и «АРМИТС» (блок - «Исследования техн. группы»).

Для установок ШГН с высокой посадкой плунжера характерно наличие резкого броска нагрузки в большую сторону в правом верхнем углу динамограммы, что видно на рисунке 7.2.

Рис. 7.2 - Динамограмма скважины № 1602, высокая посадка плунжера

При низкой посадке плунжера (рисунок 7.3) в левом нижнем углу динамограммы возникает резкий выброс нагрузки вниз. При ударах плунжера при ходе вниз, в зависимости от скорости посадки плунжера на преграду, ее жесткости и расстояния от преграды до истинного крайнего положения, снижение нагрузки и последующий набор этой нагрузки на динамограмме записываются несколько по-разному.

Рис. 7.3 - Динамограмма скважины № 209, низкая посадка плунжера

Если удар не резкий и нагрузка снижается плавно, то имеет место заедание плунжера в конце хода, что приводит к появлению в левом нижнем углу динамограммы характерной петли (рисунок 7.4). Линия восприятия нагрузки отодвигается вправо от своего нормального положения. При резких снятиях нагрузки петля может иметь несколько перехлестов. Петля удара всегда располагается ниже линии статического веса штанг. При ударах плунжера полезная длина его хода уменьшается на длину горизонтальной проекции петли.

Рис 7.4 - Динамограмма скважины № 8387, заедание плунжера в конце хода

На рисунке 7.5 изображен так называемый «пистолет», соответствующий откачке жидкости с пластовым газом. Для «пистолета» характерно, что линия снятия нагрузки представляет собой кривую с некоторой кривизной, выпуклость которой обращена вверх и влево; процесс снятия нагрузки протекает медленно, и открытие нагнетательного клапана происходит позже, чем при нормальной работе насоса; левый нижний и правый верхний углы динамограммы острые; в случае значительного содержания газа в смеси процесс восприятия изображается линией, несколько отклоняющейся вправо от теоретической; линии снятия и восприятия нагрузки параллельны.

При более сильном влиянии газа наблюдается периодический срыв подачи, что можно увидеть на динамограмме скважины № 8121 (рисунок 7.6). В этом случае эффективный ход плунжера практически отсутствует или несоизмеримо мал по сравнению с длиной хода штока, что значительно уменьшает количество добываемой жидкости.

Рис.7.5 - Динамограмма скважины № 759, влияние пластового газа

Рис.7.6 - Динамограмма скважины № 8379, периодический срыв подачи пластовым газом высокого давления

При утечках жидкости в нагнетательной части насоса динамограмма приобретает характерные признаки: процесс восприятия нагрузки изображается линией, имеющей меньший угол наклона к горизонтали, чем линия восприятия нагрузки при нормальной работе насоса; правый верхний угол закруглен; линия снятия нагрузки идет более круто, и угол, образуемый ею и нулевой линией, имеет больший наклон (рис. 7.7).

Рис.7.7 - Динамограмма скважины № 8121, утечки в нагнетательном клапане и влияние пластового газа

Рис.7.8 - Динамограмма скважины № 123, отложения парафина

На Восточно-Лениногорской площади нередко встречаются скважины с большим количеством парафина, динамограммы которых имеют «яйцеобразную» форму (рис. 7.8).

8.Расчет температуры по стволу скважины оценка возможного интервала формирования АСПО

Распределение температуры по глубине добывающей скважины зависит от способа эксплуатации, дебита скважины, диаметра скважины или насосно-компрессорных труб, обводненности продукции и других параметров.

В общем случае распределение температуры можно рассчитать, используя уравнение теплопроводности, записанное в следующем виде:

(8.1)

где t(h) -- температура на глубине h, отсчитываемой от забоя скважины, °С;

tзаб -- температура на забое скважины (принимается равной пластовой температуре t), °С; щ - геотермический градиент, град/м;

с -- удельная теплоемкость жидкости, Дж/ (кг•град);

с -- плотность жидкости, кг/м3;

q -- объемный расход жидкости, м3/с;

К -- коэффициент теплопередачи через стенку трубы, Вт/(м2•град);

d -- внутренний диаметр подъемника скважины, м.

Наиболее трудно определяется коэффициент теплопередачи. Обобщение температурных режимов работы добывающих скважин и использование уравнения (8.1) позволяют записать следующие выражения для расчета температуры по глубине добывающей скважины:

при расчете от забоя скважины

, (8.2)

при расчете от устья скважины

(8.3)

где tпл, ty -- соответственно температура пластовая и на устье скважины, °С; h -- высота, отсчитываемая от забоя, м;

H -- глубина, отсчитываемая от устья, м;

St -- безразмерный критерий Стантона;

б -- угол отклонения скважины от вертикали, градус.

Зависимость критерия Стантона от массового дебита скважины можно записать в следующем виде (рис. 6) :

(8.4)

где Qм- массовый дебит скважины, т/сут.

Для критерия представленная зависимость справедлива в пределах изменения дебита от 15 до 800 т/сут при диаметрах подъемника 0,062; 0,0503 и 0,0403 м, т.е. справедлива только для колонн насосно-компрессорных труб и не может быть использована при расчетах температуры в обсадных колоннах.

Критерий Стантона можно записать так:

(8.5)

Распределение температуры по глубине скважины можно установить и по следующему выражению

(8.6)

где Тпл -- пластовая температура. К;

Нкп -- глубина кровли пласта, м;

Н -- текущая глубина, отсчитываемая от устья скважины, м;

q -- дебит жидкости, приведенный к стандартным условиям, м3/с;

d -- диаметр скважины (подъемника), м.

Геотермический градиент

(8.7)

где Тнс - температура нейтрального слоя. К;

Н -- глубина нейтрального слоя, м.

Температура нейтрального слоя для Урало-Поволжья -279 К;

Глубина нейтрального слоя от поверхности земли изменяется в разных районах от 20 до 40 м и может быть принята, в среднем, равной 30 м.

При известном массовом дебите скважины Qм и известной плотности нефти в стандартных условиях снд дебит жидкости q рассчитывается так:

(8.8)

где q -- дебит жидкости, м3/с;

QM -- массовый дебит жидкости, т/сут;

с - плотность нефти в стандартных условиях,кг/м3.

Проведем расчет для десяти скважин, данные для которых приведены в табл.8.1.

Таблица 8.1

Данные для расчета температуры по стволу скважины

Скважины

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

L, м

1700

1680

1720

1710

1690

1693

1715

1718

1722

1725

t, °С

29

27

28

31

30

28

29

33

31

29

dвн, м

0,062

0,062

0,062

0,062

0,062

0,062

0,062

0,062

0,062

0,062

Qm,т/сут

10

18

22

19

21

23

15

17

16

22

В, %

82

85

83

81

79

83

84

83

81

77

q, кг/м3

862,5

860

865

861

859

860

866

863

862

861

Рассчитаем распределение температуры по глубине добывающей скважины для следующих условий: глубина кровли пласта 1700 м; пластовая температура 29°С; диаметр подъемника dвн=0,062м (подъемник спущен до кровли продуктивного горизонта); скважина работает с массовым дебитом Qm=10т/сут, обводненность продукции В=82, плотность нефти в стандартных условиях 862,5 кг/м3, скважина вертикальная.

Определяем распределение температуры по зависимости (8.2) с шагом h = 200 м. Предварительно рассчитаем по формуле (8.4) критерий Стантона:

По рис.8.1 St=2,4•10-5

Для h=200м

Аналогичные расчеты проводим для следующих значений h .

Таблица 8.2

Распределение температуры по стволу скважины

h,м

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1700

t, єС

26,67

24,34

22,01

19,68

17,35

15,02

12,69

10,37

9,20

Вычисляем распределение температуры по формуле (8.6). Предварительно рассчитываем геотермический градиент для следующих условий:

Тпл =302К, Тнс =279 К, Н= 1700 м, Н=18 м,

В соответствии с формулой (8.7):

Чтобы установить распределение температуры по (8.6), рассчитываем предварительно q по (8.8) :

Вычисляем по формуле (8.6) температуру на глубине Н=200 м от устья:

Проводим аналогичные расчеты для следующих значений Н:

Таблица 8.3

Распределение температуры по стволу скважины

h,м

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1700

t, єС

7,67

10,51

13,35

16,20

19,04

21,89

24,73

27,58

29,00

Ниже представлены результаты экспериментальных замеров температуры по глубине этой скважины

Таблица 8.4

Экспериментальные замеры распределения температуры по стволу скважины

h,м

0

200

400

600

800

900

1050

1600

t, єС

4,82

7,67

10,51

13,35

16,20

17,62

19,76

27,58

Для сопоставления расчетного распределения температуры с экспериментальным приводится рис. 8.2.

Таблица 8.5

Результаты расчетов распределения температур по стволу скважины

Скважины

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

I-й метод

St

2,4

 2,33

2,41 

2,42 

2,35 

2,34 

2,45 

2,42 

2,46 

2,44 

h,м

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

t, °С

26,7

 25,2

25,3 

26,0 

26,5 

26,7 

28,2 

27,5 

28,3 

27,5 

h,м

400

400

400

400

400

400

400

400

400

400

t, °С

24,34

 23,2

24,3 

 25,2

24,5 

23,2 

26,2 

25,7 

24,3 

25,5 

h,м

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

t, °С

22,01

 21,1

22,5 

21,5 

 22,1

 21,3

 22,5

23,5 

24,3 

23,3 

h,м

800

800

800

800

800

800

800

800

800

800

t, °С

19,68

 18,9

17,9 

18,2 

17,3 

18,5 

19,5 

18,9 

19,1 

18,3 

h,м

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

t, °С

17,35

 16,9

17,2 

18,3 

17,5 

17,9 

16,9 

17,2 

17,3 

16,9 

h,м

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

t, °С

15,02

 15,1

14,9 

14,3 

15,5 

15,9 

14,9 

14,3 

14,7 

15,5 

h,м

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

t, °С

12,69

12,1 

12,3 

12,4 

12,9 

12,4 

12,5 

13,1 

12,9 

12,4 

h,м

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

t, °С

10,37

 10,2

10,1 

10,9 

10,3 

10,2 

10,4 

10,9 

10,7 

10,3 

h,м

1700

1680

1720

1710

1690

1693

1715

1718

1722

1725

t, °С

9,2

 9,1

9,3 

9,5 

9,4 

9,3 

9,2 

9,4 

9,2 

9,3 

II-й метод

щ,град/м

0,0137

0,0136

0,0135

0,0134

0,0136

0,0135

0,0134

0,0133

0,0135

0,0134

q,м3/с

1,34

1,33

1,33

1,32

1,34

1,33

1,35

1,33

1,34

1,36

T(H),K

281,2

280,3

279,3

281,2

280,3

279,3

278,5

279,5

280,2

283,1

h,м

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

t, °С

26,7

 25,2

25,3 

26,0 

26,5 

26,7 

28,2 

27,5 

28,3 

27,5 

h,м

400

400

400

400

400

400

400

400

400

400

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

t, °С

24,34

 23,2

24,3 

 25,2

24,5 

23,2 

26,2 

25,7 

24,3 

25,5 

h,м

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

t, °С

22,01

 21,1

22,5 

21,5 

 22,1

 21,3

 22,5

23,5 

24,3 

23,3 

h,м

800

800

800

800

800

800

800

800

800

800

t, °С

19,68

 18,9

17,9 

18,2 

17,3 

18,5 

19,5 

18,9 

19,1 

18,3 

h,м

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

t, °С

17,35

 16,9

17,2 

18,3 

17,5 

17,9 

16,9 

17,2 

17,3 

16,9 

h,м

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

t, °С

15,02

 15,1

14,9 

14,3 

15,5 

15,9 

14,9 

14,3 

14,7 

15,5 

h,м

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

t, °С

12,69

12,1 

12,3 

12,4 

12,9 

12,4 

12,5 

13,1 

12,9 

12,4 

h,м

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

t, °С

10,37

 10,2

10,1 

10,9 

10,3 

10,2 

10,4 

10,9 

10,7 

10,3 

h,м

1700

1680

1720

1710

1690

1693

1715

1718

1722

1725

t, °С

9,2

 9,1

9,3 

9,5 

9,4 

9,3 

9,2 

9,4 

9,2 

9,3 

Экспериментальный расчет

h,м

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

t, °С

26,7

 23,2

24,3 

 25,2

24,5 

23,2 

26,2 

25,7 

24,3 

25,5 

h,м

400

400

400

400

400

400

400

400

400

400

t, °С

24,34

 23,2

24,3 

 25,2

24,5 

23,2 

26,2 

25,7 

24,3 

25,5 

h,м

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

t, °С

22,01

 21,1

22,5 

21,5 

 22,1

 21,3

 22,5

23,5 

24,3 

23,3 

h,м

800

800

800

800

800

800

800

800

800

800

t, °С

19,68

 18,9

17,9 

18,2 

17,3 

18,5 

19,5 

18,9 

19,1 

18,3 

h,м

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

t, °С

17,35

 16,9

17,2 

18,3 

17,5 

17,9 

16,9 

17,2 

17,3 

16,9 

h,м

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

1200

t, °С

15,02

 15,1

14,9 

14,3 

15,5 

15,9 

14,9 

14,3 

14,7 

15,5 

h,м

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

1400

t, °С

12,69

12,1 

12,3 

12,4 

12,9 

12,4 

12,5 

13,1 

12,9 

12,4 

h,м

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

t, °С

10,37

 10,2

10,1 

10,9 

10,3 

10,2 

10,4 

10,9 

10,7 

10,3 

h,м

1700

1680

1720

1710

1690

1693

1715

1718

1722

1725

t, °С

9,2

 9,1

9,3 

9,5 

9,4 

9,3 

9,2 

9,4 

9,2 

9,3 

Расчет распределения температуры по стволу скважин произведен для 10-ти скважин (табл.8.5)

Таким образом, расчет по (8.2) практически совпадает с экспериментальными замерами, а расчет по (8.6) дает существенно завышенные температуры.

9.Расчет нагрузок на штанговую колонну в различных скважинных условиях с учетом кривизны ствола скважины, возникновения отложений, наличия высоковязкой эмульсии

Данные для расчета: давление на выкиде насоса - Рвых,МПа;

плотность жидкости в НКТ - q,кг/м3;

давление в цилиндре при такте всасывания - Рцв, МПа;

диаметр плунжера насоса - Dпл, мм;

длина хода плунжера - s,м;

число двойных ходов - n,кач/мин;

глубина спуска насоса - Нн,м;

диаметр штока - d1,мм d2,мм.

Расчет проведем для 10-ти скважин. Данные для расчета приведены в табл.9.1

Таблица 9.1

Данные для расчета нагрузок на штанговую колонну

Скважины

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Рвых,МПа

9,1

8,9

8,7

9,2

9,3

8,9

9,1

9,2

8,9

9,1

q,кг/м3

1106

1102

1103

1105

1102

1104

1103

1101

1104

1102

Рцв, МПа

1,75

1,6

1,66

1,7

1,74

1,73

1,72

1,74

1,69

1,7

Dпл, мм

55

55

55

55

55

55

55

55

55

55

s,м

1,8

2,2

2,5

1,8

2,5

2,2

1,8

3,0

2,5

2,2

n,кач/мин

9,2

8,1

7,2

9,1

7,5

8,0

6,2

6,3

6,2

6,1

Нн,м

691

800

750

720

750

690

720

810

820

810

d1,мм

22

22

22

22

22

22

22

22

22

22

d2,мм

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

Вычисляем критерий Коши для первого варианта конструкции колонны штанг:

(9.1)

для второго варианта (двухступенчатая колонна штанг)

Так как для обоих вариантов параметр Коши меньше 0,35, то режим работы установки статический и можно пользоваться упрощенными формулами.

По формуле

(9.2)

рассчитываем:

Для штанг диаметром 22 мм

Для второго варианта (q- 23,0535 Н) :

Ршт2 = 691 (30,8034· 0,42 + 23,0535 - 0,58) = 18,18 кН.

Рассчитываем (при Fnл = 2,375·10-3 м2) :

Ршт2 = (9,1 - 1,753) 106 * 2,375·10-8 - 17,45 кН.

Дальнейшие расчеты проводим для второго варианта. Максимальная нагрузка по формуле Муравьева

Определяем также максимальную нагрузку соответственно Чарного, Кеиплера, Слоннеджера:

Рассчитываем также минимальную нагрузку

Как видно из приведенных расчетов, абсолютные значения экстремальных нагрузок по различным формулам существенно отличаются.

Современный этап разработки нефтяных месторождений характеризуется кустовым разбуриванием добывающих скважин, что предопределяет их наклонно направленный профиль. При этом происходит не только угловое, но и многократное азимутальное отклонение. Профиль добывающей скважины настолько сложен, что расчетные по вышеприведенным формулам нагрузки могут существенно отличаться от фактических. Вместе с тем, в настоящее время еще отсутствуют четкие и однозначные рекомендации по учету влияния кривизны скважины на основные виды нагрузок, действующих в установках скважинных штанговых насосов.

Размещено на http://www.allbest.ru/

4

На основании статистической обработки результатов эксплуатации наклонно направленных скважин получена эмпирическая зависимость, позволяющая рассчитать нагрузку от веса колонны штанг в жидкости (смеси), проверенная в интервале углового отклонения скважины 0 < a < 22°:

Р/штштарх (1-0,0165б)

где Р/шт -- вес колонны штанг в жидкости в наклонно направленной скважине, Н;

Р - вес той же колонны штанг в воздухе. Н;

б - средний угол отклонения скважины от вертикали, градус.

Для б=0

Р/штштарх (1-0,0165*0)=18,18*0,895(1-0,0165*0)=16,27кН

Расчет максимальных и минимальных нагрузок по различным методам с учетом кривизны скважины

Определяем также максимальную нагрузку соответственно Чарного, Кеиплера, Слоннеджера:

Рассчитываем также минимальную нагрузку по формулам Миллса, Слоннеджера, Джонсона

Расчеты для б=5, 10, 15, 20 градусов составим в табличной форме.

Таблица 9.2

Расчет максимальных и минимальных нагрузок с учетом искривления скважины

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

14,93

32,39

30,81

35,13

36,29

12,41

12,09

7,28

12,09

10

0,895

13,59

31,05

29,61

33,68

34,79

11,30

11,00

6,44

11,00

15

0,895

12,24

29,70

28,41

32,22

33,28

10,18

9,92

5,59

9,92

20

0,895

10,90

28,36

27,21

30,76

31,78

9,06

8,83

4,75

8,83

Зависимость Р'шт = f (а) представлена на рис.9.1. Как видно из приведенного расчета, угол наклона скважины оказывает существенное влияние на нагрузку от веса штанг в жидкости.

Таблица 9.3

Расчет максимальных и минимальных нагрузок с учетом искривления скважины для остальных скважин

Скважина №1

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

14,93

32,39

30,81

35,13

36,29

12,41

12,09

7,28

12,09

10

0,895

13,59

31,05

29,61

33,68

34,79

11,3

11

6,44

11

15

0,895

12,24

29,7

28,41

32,22

33,28

10,18

9,92

5,59

9,92

20

0,895

10,9

28,36

27,21

30,76

31,78

9,06

8,83

4,75

8,83

Скважина №2

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

15,43

32,89

31,31

35,63

36,79

12,91

12,59

7,78

12,59

10

0,895

14,09

31,55

30,11

34,18

35,29

11,8

11,5

6,94

11,5

15

0,895

12,74

30,2

28,91

32,72

33,78

10,68

10,42

6,09

10,42

20

0,895

11,4

28,86

27,71

31,26

32,28

9,56

9,33

5,25

9,33

Скважина №3

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

15,73

33,19

31,61

35,93

37,09

13,21

12,89

8,08

12,89

10

0,895

14,39

31,85

30,41

34,48

35,59

12,1

11,8

7,24

11,8

15

0,895

13,04

30,5

29,21

33,02

34,08

10,98

10,72

6,39

10,72

20

0,895

11,7

29,16

28,01

31,56

32,58

9,86

9,63

5,55

9,63

Скважина №4

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

16,03

33,49

31,91

36,23

37,39

13,51

13,19

8,38

13,19

10

0,895

14,69

32,15

30,71

34,78

35,89

12,4

12,1

7,54

12,1

15

0,895

13,34

30,8

29,51

33,32

34,38

11,28

11,02

6,69

11,02

20

0,895

12

29,46

28,31

31,86

32,88

10,16

9,93

5,85

9,93

Скважина №5

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

16,33

33,79

32,21

36,53

37,69

13,81

13,49

8,68

13,49

10

0,895

14,99

32,45

31,01

35,08

36,19

12,7

12,4

7,84

12,4

15

0,895

13,64

31,1

29,81

33,62

34,68

11,58

11,32

6,99

11,32

20

0,895

12,3

29,76

28,61

32,16

33,18

10,46

10,23

6,15

10,23

Скважина №6

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

16,63

34,09

32,51

36,83

37,99

14,11

13,79

8,98

13,79

10

0,895

15,29

32,75

31,31

35,38

36,49

13

12,7

8,14

12,7

15

0,895

13,94

31,4

30,11

33,92

34,98

11,88

11,62

7,29

11,62

20

0,895

12,6

30,06

28,91

32,46

33,48

10,76

10,53

6,45

10,53

Скважина №7

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

16,93

34,39

32,81

37,13

38,29

14,41

14,09

9,28

14,09

10

0,895

15,59

33,05

31,61

35,68

36,79

13,3

13

8,44

13

15

0,895

14,24

31,7

30,41

34,22

35,28

12,18

11,92

7,59

11,92

20

0,895

12,9

30,36

29,21

32,76

33,78

11,06

10,83

6,75

10,83

Скважина №8

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

17,23

34,69

33,11

37,43

38,59

14,71

14,39

9,58

14,39

10

0,895

15,89

33,35

31,91

35,98

37,09

13,6

13,3

8,74

13,3

15

0,895

14,54

32

30,71

34,52

35,58

12,48

12,22

7,89

12,22

20

0,895

13,2

30,66

29,51

33,06

34,08

11,36

11,13

7,05

11,13

Скважина №9

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

17,53

34,99

33,41

37,73

38,89

15,01

14,69

9,88

14,69

10

0,895

16,19

33,65

32,21

36,28

37,39

13,9

13,6

9,04

13,6

15

0,895

14,84

32,3

31,01

34,82

35,88

12,78

12,52

8,19

12,52

20

0,895

13,5

30,96

29,81

33,36

34,38

11,66

11,43

7,35

11,43

Скважина №10

б 

Карх

Ршт

Рмах1

Рмах2

Рмах3

Рмах4

Рмин1

Рмин2

Рмин3

Рмин4

5

0,895

17,83

35,29

33,71

38,03

39,19

15,31

14,99

10,18

14,99

10

0,895

16,49

33,95

32,51

36,58

37,69

14,2

13,9

9,34

13,9

15

0,895

15,14

32,6

31,31

35,12

36,18

13,08

12,82

8,49

12,82

20

0,895

13,8

31,26

30,11

33,66

34,68

11,96

11,73

7,65

11,73

Как видно из табл.9.3, угол наклона скважины оказывает существенное влияние на нагрузку от веса штанг в жидкости.

10.Перспективные направления совершенствования эксплуатации скважин в осложненных условиях. Выводы и рекомендации по дальнейшей эксплуатации скважин

В ОАО «Татнефть разработаны рекомендации технологическим службам НГДУ при работе с осложнённым АСПО фондом, которые перечислены ниже:

1. При разработке ежегодных мероприятий по борьбе с АСПО в скважинном оборудовании предусматривать меры по предотвращению формирования АСПО на приёме насоса, эксплуатационной колонне и в призабойной зоне скважин.

2. При вводе новых скважин из бурения или длительного бездействия (девон), а также очередном выходе скважин осложнённого фонда с УШГН в ремонт предусматривать внедрение штанг со скребками-центраторами до насоса.

3. Организовать контроль за состоянием скребков-центраторов, не допускать применение штанг с изношенными (диаметром менее 54 мм) или незакреплёнными скребками-центраторами.

4. Внедрение на скважинах вставных насосов с типоразмером 150-RHAM (Н-38) и 175-RHAM (Н-44), а также трубных насосов с диаметром плунжера 57 мм и более осуществлять на штангах с увеличенным диаметром скребков-центраторов (диаметром не менее 58 мм).

5. Проводить расследование всех случаев запарафинивания подземного оборудования независимо от отработанного времени скважины с выявлением причины отказа (техническая, технологическая или организационная). В актах расследований предусмотреть обязательное внесение информации по осложнениям, связанным с подъёмом ГНО (наличие циркуляции, нагрузка на талевый блок по МС-130, продолжительность подъёма, качественный состав АСПВ, профиль отложений, состояние скребков на штангах и т.д.).

6. Своевременно вносить в акты на сдачу скважины из ПРС и КИС «АРМИТС» достоверную информацию по типу скребков-центраторов, глубине их спуска и интервалу отложения АСПО независимо от причины ремонта скважины.

7. Не допускать эксплуатацию скважин осложнённого фонда с недостаточной для эффективного удаления АСПО длиной хода полированного штока.

8. Организовать контроль за исправной работой штанговращателей.

9. С целью повышения эффективности нефтедистиллятных промывок использовать теплообменные аппараты для проведения тепловых обработок скважин.

Выводы и рекомендации по дальнейшей эксплуатации скважин.

1. Изучение фонда скважин Восточно-Лениногорской площади показало, что из 383 скважин, 219 эксплуатируются ШГН.

2. Проведен анализ основных факторов выхода из строя штанговых насосных установок скважин Восточно-Лениногорской площади. На 35% фонда ШГН причинами отказов являются засорение или заклинивание плунжера 19% обрыв муфт и штанг, 18% износ плунжера, а остальное отказ устьевого оборудования и утечки в НКТ.

3. Увеличение производительности ШСНУ может быть достигнуто с помощью насосов с правильной подгонкой длины хода, числа качаний, подбор колонны штанг, диаметра насоса.

4. Разработать мероприятия по выбору оптимального варианта технологических рабочих параметров скважин (глубины подвески насоса, его диаметра, диаметра штанговой колонны, длины хода точки ее подвеса, а также числа качаний балансира СК), при которых подача установки, оборудованной двухплунжерными насосами, будет наибольшей.

5. Изучить эффективность применения дополнительного оборудования при эксплуатации ШСНУ на фонде скважин Восточно -Лениногорской площади.

Заключение

При работе штанговых насосных установок на скважинах Восточно-Лениногорской площади, часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: эмульсия, большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.

Мероприятия по борьбе с осложнениями на фонде скважин Восточно-Лениногорской площади - отложениями солей, АСПО и эмульсеобразованием - с каждым годом становятся все более дорогостоящими ввиду роста цен на химические реагенты. Применение дополнительного оборудования позволяет значительно снизить расход химических реагентов, а в некоторых случаях - и полностью отказаться от химической обработки.

Поздняя стадия разработки, на которой находится в настоящее время большинство нефтяных и газовых месторождений, в силу ряда известных причин способствует росту доли осложнений, связанных с эмульсеобразованием, АСПО и отложениями неорганических солей, имеющих место по всей технологической цепочке добычи, транспорта и подготовки нефти и газа.

Литература

1. Проект разработки Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения. «ТатНИПИнефть». г. Бугульма. 1975- 480с.

2. Хусаинов Р.В. Отчет геологического отдела НГДУ «Азнакаевскнефть» по Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения, 2002. Азнакаево 2003 - 202 с.

3. Пояснительная записка к отчету геологического отдела НГДУ «Азнакаевскнефть» по Восточно-Лениногорской площади.

4. Технологический режим работы скважин Восточно-Лениногорской площади за 2007 год

5. Гуськова И.А., Захарова Е.Ф. Методические указания для выполнения контрольной работы по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» для студентов заочной формы обучения и слушателей, обучающихся по программе профессиональной переподготовки по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Альметьевск: АГНИ, 2007 - 36с.

6. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами М:недра 1979г.

7. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А. и др Осложнения в нефтедобыче -М: Недра - 1984 с.272

8. Андреев В.В., Уразаков К.И., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти. - М:Недра - 2000 с.371

9. Архипов К.И., Попов В.И., Попов И.В. Справочник по станкам - качалкам, Альметьевск 2000 - 146 с.;

10. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование для добычи нефти и газа -М: Нефти и газа РГУ им.Губкина И.М. - 2003 с.

11. Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1984 - 272 с., ил.;

12. РД 153-39.1-252.02. Руководство по эксплуатации скважин СШН в ОАО Татнефть.

13. Андреев В.В., Уразаков К.И., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти. - М:Недра - 2000 с.371

14. Гуськова И.А., Захарова Е.Ф. Методические указания для выполнения контрольной работы по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» для студентов заочной формы обучения и слушателей, обучающихся по программе профессиональной переподготовки по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».Альметьевск:АГНИ,2007 - 36с.

15. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В., Хайдаров Ф.Р. и др. Осложнения в нефтедобыче. Уфа: Монография, 2003 -302 с.;

16. Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1984 - 272 с., ил.;

17. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000 - 653 с.: ил.;

18. РД 153-39.1-252.02. Руководство по эксплуатации скважин СШН в ОАО Татнефть.2002

19. РД39.0147585…02 Технология эксплуатации нефтяных скважин с применением ЦП для эксплуатации ШСНУ,2002г

20. Доломатов М.Ю., Телин А.Г. и др. Физико - химические основы направленного подбора растворителей асфальто - смолистых веществ / отчет центрального научно - исследовательского института ЦНИИ ТЭнефтехим, 1990 - 35 с.;

21. Люшин С.Ф., Рассказов В.А., Шейх - Али Д.М., Иксанова Р.Р., Линьков Е.П. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти. Государственное научно - техническое издательство нефтяной и горно - топливной литературы: М., 1961 - 150 с.;.;

22. Асханов Р.Р., Шарифуллин Ф.М., Карамышев В.Г. и др. Влияние легких углеводородов и композиций на растворимость парафиновых отложений // Нефтепромысловое дело, 1994 - №7 - 8. - с. 12 - 16;

11.Тронов В.П., Гуськова И.А. Механизм формирования АСПО на поздней стадии разработки месторождений «Нефтяное хозяйство» №4 1999г с 24-25.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.