По дисциплине: Скважинная добыча нефти

Дата выдачи задания «___»___________201___ г.

Руководитель____________________________________/Ф.И.О./

Задание принял к исполнению «___»_______________201__ г.

______________________________

^{(подпись студента)}

Содержание

Введение……………………………………………………………………………….4

1 Общая часть…………………………………………………………………............5

1.1 История открытия и освоения месторождения…………………………………5

1.2 Географическая характеристика района работ…………………………………5

2 Геологическая часть………………………………………………………………...7

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения………………............7

2.2 Характеристика продуктивных пластов…………………………………….....10

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов…………………………………........... …13

3 Технико-технологическая часть…………………………………………….........15

3.1 Анализ работы фонда скважин оборудованных ШСНУ……………………...15

3.2 Наземное и подземное оборудование скважин,

эксплуатирующихся с помощью ШСНУ…………………………………………..16

3.3 Расчет и подбор оборудования ШСНУ

для условной скважины ……….................................................................................24

3.4 Особенности работы установки в условиях Западной Сибири…………........26

3.5 Рекомендации по повышению МРП работы скважин ШСНУ…………..........29

4 Охрана труда и окружающей среды………………………………………….......33

4.1 Промышленная безопасность при эксплуатации ШСНУ……………….........33

4.2 Охрана окружающей среды и недр при эксплуатации ШСНУ…………........35

Заключение……………………………………………………………………...........38

Список использованных источников...………………………………………..........39

Введение

Сургутнефтегаз - одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. Сургутнефтегаз отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала.

Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий. В настоящее время на нефтяных промыслах, в том числе в ООО «Сургутнефтегаз» широко используются штанговые скважинные насосные установки - ШСНУ. Это связано с тем, что для добычи нефти при дебитах скважин менее 50 м3/сут не создано ещё достаточно надёжного, долговечного и в тоже время недорогого насоса другого типа, как, например, винтового, центробежного или диафрагменного. И, несмотря на многие свои недостатки, штанговые насосы удовлетворяют этим требованиям. К недостаткам ШСНУ можно отнести большую металлоемкость, необходимость строительства свайного поля и установки станка-качалки, быстрый износ оборудования и выход из строя насосной установки. Основными причинами отказов ШСНУ, как правило, являются протёртости штанг и труб, утечки в клапанах, негерметичность плунжера, соле и парафиноотложения, коррозия металла.

Увеличение МРП при эксплуатации на прямую связана эффективным использованием методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ.

1.1 История открытия и освоения месторождения

Западно-Сургутское месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Оператором месторождение является российская нефтяная компания Сургутнефтегаз. Впервые в Западной Сибири на окраине посёлка Берёзово 21 сентября 1953 года одна из разведочных скважин дала мощный фонтан газа.Это открытие дало стимул для дальнейшего развёртывания геолого-разведочных работ.

Вскоре начался период целого ряда открытий нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. 21 июня 1960 года было открыто первое в Западной Сибири Трёхозёрное, 24 марта 1961 года – Мегионское, 15 октября 1961 года - Усть–Балыкское, в агусте 1962 года – Советское, 15 ноября 1962 года – Западно–Сургутское, 1 декабря 1964 года – Правдинское, 3 апреля 1965 года – Мамонтовское, 29 мая 1965 года – Самотлорское нефтяные месторождения.

Около 30 лет назад Западно-Сибирский нефтегазовый регион вышел на первое место по объёму добычи нефти и газа в нашей стране. В настоящее время здесь добывается 66% российской нефти и газового конденсата, 92% природного газа. Ежегодное потребление в мире топливно-энергетических ресурсов составляет более 14 млрд. т условного топлива, из них 35% приходится на долю нефти и свыше 25% на долю природного газа.

Суммарные запасы нефти и газа на севере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов этих видов топливно-энергетических ресурсов и позволят Западносибирской нефтегазовой провинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом в российской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны. В доходную базу федерального бюджета России от топливно-энергетического комплекса Западной Сибири поступает более 40% налоговых платежей.

1.2 Географическая характеристика района работ

Западно-Сургутское нефтяное месторождение расположено в 20 км.к Северо-Западу от города Сургут и частично в пределах его городской черты.

В Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации. Южная часть месторождения находится в пойменной и русловой правобережной части р. Оби. В геологическом отношении месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В орографическом отношении территория представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до+75м.

В северной части площади имеется большое количество болот и озер. Болота непроходимые Дальше, на севере, расположены крупные озераТойек-Лори,Чукнын-Лор.
Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Глубина промерзания грунта составляет 1.0-1.5 м. Среднегодовая температура колеблется от -32С до +26С. Средняя температураянваря-26С,виюле+16С.

Рисунок 1.1 – Расположение ЗападноСургутского месторождения

2 Геологическая часть

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

Западно-Сургутское месторождение расположено в пределах Сургутского свода. В тектоническом отношении оно приурочено к Восточно-Сургутской террасе, которая на северо-западе граничит с Федоровской вершиной, а на востоке - с Яросомовским крупным прогибом. На площади работ и прилегающих территориях крупные структуры 1-го порядка осложнены более мелкими элементами, такими как Вершинная ложбина - на севере и Солкинская седловина - на западе.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа, различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям. Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, и соответствует гео-синклинальному этапу развития современной плиты. Этаж представлен изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения изучены крайне слабо. Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующий парагео-синклинальный этап в истории развития, соответствует отложениям пермо-триасового возраста. Породы, слагающие данный этаж, менее дислоцированы и подвержены метаморфизму.

Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.

По отражающему горизонту Западно-Сургутская структура в большей своей части оконтуриваетсясейсмоизогипсой -2625 м и представляет собой поднятие изометричной формы, осложненное двумя куполами в северо-западной и юго-восточной его частях. Западно-Сургутская структура представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и осложненную куполами небольших размеров. Она носит унаследованный характер, залежи пластов в плане совпадают. Углы падения крыльев структуры незначительны и не превышают 2 - 3 градусов.

Геологический разрез Западно-Сургутскогоместорождения в основном идентичен с соседними месторождениями Сургутского нефтегазоносного района.

Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, третичные и четвертичные отложения.Охарактеризованность разреза керном - неравномерная. Наиболее детально изучены продуктивные отложения горизонтов БС₁₀, ЮС₁, ЮС₂, в меньшей степени - ачимовские отложения, а другие непродуктивные пласты - в единичных скважинах.Характеристика продуктивных отложений Западно-Сургутскогоместорождения.

Юрская система включает все три отдела. Нижний и средний отделы объединены в тюменскую свиту. Средний отдел (верхняя часть тюменской свиты) представлен частым чередованием песчаников, алевролитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, местами с буроватым и зеленоватым оттенками, мелко- и среднезернистые с карбонатным и глинисто-кремнистым цементом.Продуктивный горизонт ЮС₂ завершает разрез тюменскойсвиты. Свита представляет собой набор терригенных образований континентального генезиса и сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями бурых углей.В составе горизонта выделяются три подкомплекса, индексируемых как ЮС₂¹, ЮС₂², ЮС₂³. Каждый из подкомплексов отвечает отдельному циклу осадконакопления и имеет в основании глинистую (в отдельных случаях глинисто-углистую) пачку, которая фиксирует смену режима седиментогенеза. Все три подкомплекса содержат нефтенасыщенные песчаники, но наиболее значительные коллекторы присутствуют в пласте ЮС₂¹. Глинисто-углистые пачки, залегающие в основании подкомплексов, являются флюидоупорами и обеспечивают гидродинамическую разобщённость установленных залежей углеводородов.Толщина свиты достигает 250 метров.

Поскольку Западно-Сургутское месторождение относится к переходной зоне и при этом пласт ЮС₁ является продуктивным, что характерно именно для васюганской свиты.Песчаники пластаЮС₁ приурочены к верхам васюганской свиты (келловей - оксфорд), которая является единым седиментационным комплексом, сформировавшимся в ходе постепенного засыпания мелководного морского бассейна. Мощность свиты на изучаемой территории составляет 50-80 м.Нижняя часть свиты сложена трансгрессивными морскими глинами. Выше по разрезу глины переходят в песчаники оксфордского возраста, индексируемые как ЮС₁.

Регионально в направлении с востока на запад отдельные составляющие пласта ЮС₁ глинизируются, а в кровле свиты появляются новые песчаные прослои, также замещающиеся глинами западнее, что характерно для регрессивных циклов осадконакопления. Полностью замещение проницаемых пород более тонкозернистыми разностями происходит на меридиане г. Сургута.

В основании подкомплекса залегает глинистая пачка, прослеживаемая в пределах всей изучаемой территории и маркирующая локальную трансгрессию.

Эта пачка перекрывается регрессивными сериями, содержащими песчаники, обычно объединяемые в продуктивный горизонт ЮС₁.

Следует отметить, что традиционное деление на подсвиты не отражает того, что фрагмент разреза, определяемый как васюганская свита, является, во-первых - единым осадочным комплексом, во-вторых - сложенным несколькими последовательно глинизирующимися и выклинивающимися на запад и северо-запад трангрессивно-регрессивными циклами меньшего порядка.

Поэтому вместо термина “верхне-васюганская подсвита” далее используется индекс ЮС₁применительно ко всему подкомплексу, завершающему разрез васюганской свиты и содержащему продуктивные отложения.Толщина свиты 80-90 м.

Баженовская свита является одним из выдержанных литологических и стратиграфических реперов и представлена аргиллитами, сланцами черно-бурыми, битуминозными, известковистыми. Текстура пород, в основном, тонко сланцеватая. Сланцеватость обусловлена тонким послойным распределением присутствующих в свите компонентов, таких как пирит, битумная органика, ихтифауна и др. Отмечают редкие прослои глинисто-карбонатных пород.Толщина свиты составляет 50-100 м, на некоторых участках она сокращается до 4-6 м. На отдельных площадях района (Салымской, Правдинской и др.) трещиноватые битуминозные сланцы являются нефтеносными (пласт ЮС₀).

Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним. Нижнемеловой отдел - сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты.

Сортымская свита в основании представлена толщей переслаивания глин, песчаников и алевролитов. По простиранию песчаные пласты зачастую испытывают фациальные замещения, переходя в алевролитовые и затем в глинистые породы. В составе свиты по литологическим признакам выделяют пять пачек.В основании свиты выделяются подачимовская пачка, сложенная аргиллитами темно-серыми, слабо слюдистыми. Выше залегает ачимовская толщина, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники ачимовской толщи серые, тонкозернистые, алевритовые. Алевролиты серые разнозернистые. Глины буровато-серые, участками пиритизированные, обогащенные органическими остатками. Перекрывается ачимовская толща очимкинской пачкой, сложенной темно-серыми аргиллитами с прослоями и линзами песчаных пород. В ее разрезе выделяются пласты БС₁₀-БС₁₄. Пласты сложены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Зачастую по простиранию песчаные породы замещаются глинами.

Завершается разрез мегионской свиты чеускинской пачкой, представленной аргиллитами серыми, чередующимися со слоями глинистых алевралитов.Мощность свиты составляет 440-465 метров.Выше залегает чеускинская пачка темно-серых аргиллитов толщиной 30-40 метров.

Усть-балыкская свита. В составе свиты выделяют нижнюю и верхнюю подсвиты.Нижняя подсвита представляет собой толщу переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. В её разрезе выделяют девять песчаных пластов от БС₁ до БС_9. Пласты сложены чередующимися прослоями песчаников серых, алевролитов и аргиллитов. Песчаники средне- и мелкозернистые, кварцево-полево-шпатовые, гидрофильные.Мощность свиты составляет 190-260 метров.

Сангопайскаясвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин; встречаются редкие прослои буровато-серых глинистых сидеритов. В её разрезе выделяется ряд песчаных пластов от АС₄ до АС₁₂.Толщина свиты 150-190 метров.Разделом междуусть-балыкской и сангопайской свитами является пимская пачка темно-серых, однородных аргиллитоподобных глин.

Алымскаясвита представлена аргиллитами серыми и зеленовато-серыми с тонкими прослоями серых алевролитов. В средней части свиты породы опесчанены, в верхней - аргиллиты темно-серые, битуминозные. Максимальная толщина свиты 140 м.Для пород викуловской свиты характерно присутствие обильного растительного детрита. Толщина викуловской свиты на изучаемом месторождении составляет 242-294 м.

Ханты-Мансийская свита представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности, в верхней - песчано-алевритовые.Верхний отдел меловой системы представлен кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.

Люлинворская свита слагается глинами зеленовато-серыми, опоковидными с прослоями алевролита, с включениями глауконита, пирита и сидерита.Мощность отложений 200-220 м. Современные осадки представлены пойменным аллювием и озерным отложениями.Толщина четвертичных отложений на территории Западно-Сургутского месторождения достигает 100 м.

В разрезе Западно - Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней - верхней юры (пласты ЮС₂, ЮС₁) и нижнего мела (БС_1-2, БС₄, БС_10-12, АС₉).

Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей.

В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС₁₀ (Восточная залежь). Залежи пластов АС₉, ЮС₁ и ЮС₂ - новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС₉ и ЮС₁ залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры. Залежь пласта ЮС₂₁, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти - от 47,7 до 0,4 м3/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации. Пласт ЮС₂₂ нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС₂₂ региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС₂₁ является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении. Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС₁₀, БС₁, БС_2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые - 97%.

Пласт БС₁₀ представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами. Основная залежь пласта БС₁₀ распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0-2315,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы. Пласт БС₁₀₂ включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.

Нефтяная залежь пласта АС₉ расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке - 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры - 1х0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения -0,43.

Пласт БС₁ разделяется на БС₁₁ и БС₁₂. Пласт БС₁₁ имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7-7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке - 2014 м. В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке - 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами. Залежь пласта БС₁₂ по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м.

Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК - 2014 м.

В пласте БС₂₊₃ имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке - 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км., средняя нефтенасыщенная толщина - 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.

Залежь пласта БС₄приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км., высота 14 м., толщина - 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.

Пласт БС₁₀ имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки - 2278 м. на севере, до - 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2-3 до 30 м. В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК - 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.

Восточная залежь пласта БС₁₀ (третья) является пластовой сводовой. Положение ВНК не выявлено. Пласт БС₁₀ представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, которое сочетается в их слоистом чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Слоисто-зональная неоднородность этого пласта прежде всего подчеркивается изменчивостью литолого-коллекторских параметров пород, в частности гранулометрического состава, пористости и проницаемости.

Коллекторы характеризуются как мелкозернистые, глинистые. По вещественному составу относятся к классу полимиктовых, где наряду с кварцем и полевыми шпатами имеются обломки различных пород. Цементируется, в основном, каолинитом, гидрослюдой и хлоритом, реже - железисто-титанистыми и карбонатными образованиями.

Средняя пористость 23,2%. Основные продуктивные пласты, имеющие напорные контуры воды, связаны с отклонениями третьего водонасосного комплекса.

Пласты БС₁ и БС₂₊₃ имеют активную законтурную водонапорную зону. Водонапорная система этих пластов не является замкнутой и обладает большим запасом пластовой энергии, создающей эффективные напоры по всему контуру нефтенасосности.

Пласт БС₁ слагается преимущественно песчаными коллекторами, в цементе преобладает каолинит, который распределяется по объёму пород неравномерно. Пласт неоднороден, наблюдается много зон отсутствия (замещения) пород-коллекторов. Средняя пористость - 26,1%. В пласте БС₂₊₃ песчаники и алевролиты присутствуют в близких соотношениях; цемент представлен хлоритом, каолинитом, гидрослюдой. Пористость изменяется от 19,0 до 32,8%, гидропроницаемость - от 2,1 до 1723,0х10-3 мкм2.

Эффект от водонапорной системы пласта БС₁₀₊₁₁ значительно ниже вследствие низких коллекторских свойств и литологического экранирования в восточном и северо-восточном направлениях, где полное замещение коллекторов плотными глинистыми породами.

В настоящее время залежи эксплуатируются на режиме вытеснения нефти водой, однако отдельные краевые участки залежей, удаленные от зон нагнетания до организации закачки, эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме. Начальное пластовое давление превышает гидростатическое в 1,05 раза и принято по залежам пластов БС₁ и БС₂₊₃ 210 атм, а по пласту БС₁₀ - 232 атм. 1.4

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химическая характеристика пластовых флюидов З-С месторождения изучена на образцах глубинных проб методами однократного и дифференциального разгазирования.

Внутренняя согласованность параметров, характеризующих пластовую нефть всех объектов разработки, проверена и откорректирована.

Пласт БС₁ Состав и свойства пластовых нефтей пласта БС₁ изучены достаточно детально: исследовано 24 глубинные пробы из 18 скважин и 48 поверхностных проб из 30 скважин. По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 38 м 3 /т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м3 и пересчетном коэффициенте – 0.92. Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9.0 МПа и 20.1 МПа). По данным экспериментальных исследований вязкость нефти в условиях пласта колеблется в широких пределах от 4 до 13.74 мПа. с, что связано, в первую очередь, с техническими недостатками измерительных приборов и большим количеством организаций- исполнителей, использующих различные технологии измерений

Для определения наиболее объективного среднего значения вязкости пластовой нефти пробы, имеющие высокие значения, были отбракованы. При этом вязкость пластовой нефти составляет в среднем 5.48 мПа.с. Растворенный нефтяной газ средней и пониженной жирности, суммарная концентрация углеводородов группы (С2 – С4) в среднем составляет 239 г/м3 .

Дегазированная нефть характеризуется относительно высокой плотностью (от 877 до 897 кг/м3 ) и пониженным выходом фракций, выкипающих до 3000С (от 28 до 42 % объемных).

Массовое содержание серы в нефти в среднем около 1.77 %. По результатам анализов нефти концентрация ванадия составляет в среднем 52 г/т, никеля – 7 г/т. Пласты БС_10-11 Физико-химическая характеристика пластовых газонасыщенныхнефтей пластов БС_10-11 изучены на образцах 40 глубинных проб из 28 скважин методом однократного разгазирования (30 проб из 27 скважин исследовано методом дифференциального разгазирования) и 74 поверхностные пробы из 63 скважин.

По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 44 м 3 /т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м3 и пересчетном коэффициенте – 0.91. Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9.9 МПа и 22.5 МПа). Дегазированные нефти по технологической классификации средней плотности и тяжелые (в среднем 886 кг/м3 ), вязкие (34.53 мПа. с), смолистые (9.83 %), парафинистые (3.59 %), сернистые и высокосернистые (2.03 %), с выходом фракций до 3000С в среднем около 34 % объемных.

Технологический шифр нефтей – III Т3 П2. В качестве микрокомпонентов присутствуют ванадий (в среднем 38 г/т), никель (7 г/т). Пласты ЮС₂ (ЮС₁) Физико-химическая характеристика пластовых газонасыщенныхнефтей пласта ЮС₂ изучены на образцах 20 глубинных проб из семи скважин методом однократного разгазирования (14 проб исследовано методом дифференциального разгазирования) и 12 поверхностных проб из девяти скважин (включая одну поверхностную пробу из скважины №2507 пласта ЮС₁).

Глубинными пробами пласт ЮС₁ не охарактеризован, поэтому физико- химическая характеристика пластовых газонасыщенныхнефтей и подсчетные параметры приняты по аналогии с пластом ЮС2. По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 52 м 3 /т, плотность дегазированной нефти – 873 кг/м3 , пересчетный коэффициент – 0.88. Давление насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления (в среднем составляет 9.2 МПа). В компонентных составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабо биодеградированных).

Дегазированные нефти по технологической классификации средней плотности (878 кг/м3 ), вязкие (30.56 мПа. с), смолистые (8.28%), парафинистые (2.72 %), сернистые (1.58 %), с выходом фракций до 3000С в среднем около 36 % объемных. Технологический шифр нефтей – II Т2 П2. В качестве микрокомпонентов присутствуют ванадий (в среднем 30 г/т), никель (12 г/т). В соответствии с положениями нормативных документов в качестве подсчетных параметров, зависящих от свойств нефти и растворенного газа, приняты характеристики продукции скважин, определенные в условиях дифференциального (ступенчатого) разгазирования пластовой смеси.

3 Технико-технологическая часть

3.1 Анализ работы фонда скважин оборудованных ШСНУ

Добывающий фонд скважин по Западно - Сургутскому месторождению на 01.04.2012 составил 2334, в том числе действующий - 2150, в бездействии - 127, нагнетательный фонд - 245. В том числе: УЭЦН-1089 ШСНУ-1233 Суточная добыча на конец 2011 года составила 6874 т/сут.

Среднегодовой дебит скважин по нефти: УЭЦН-21,3 т/сутШСНУ-4,2 т/сутОбводненность скважин от 10 до 99%, что оказывает существенное влияние на величину действующего фонда, который в последние годы с Снижение фонда ШГН наблюдается по всем цехам добычи, кроме ЦДНГ-6 (рост на 13 скв, переводы с ЭЦН на ШГН вывод из периодической эксплуатации). С 2009 года снижение фонда ШГН на 179 скв. или 26.3%, с 2010 г. на 66 скв. В 2011 г. произведено 60 переводов с ЭЦН на ШГН и 87 переводов с ШГН на ЭЦН в 90% случаев после ГТМ.

Рисунок 3.1 – Диаграмма отношений добывающего фонда к суточной добыче

3.2 Наземное и подземное оборудование скважин, эксплуатирующихся с помощью ШСНУ

Добыча нефти с помощью ШСН является более распространенным и освоенным способом. Оборудование для эксплуатации скважин ШСН не требует дорого обслуживания. Но необходимо систематически работу наземного оборудования и всего комплекса подземной конструкции. ШСН включает в себя наземное оборудование: станок - качалку, оборудование устья скважины и подземное оборудование: НКТ, насосные штанги, скважинный насос.

Рисунок 3.2. Схема установки штангового скважинного насоса

ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5.

На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

ШСНУ обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.

У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности.

Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.Насос НСВ-1 – вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами.

Рисунок 3.3-Невставные скважинные насосы:

1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ.

Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок (исполнение «С» - т.е. с составным цилиндром):

Таблица 3.1- Зависимость групп посадок насоса, от величины зазора между плунжером и цилиндром

Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:

для НСВ 29 – 57 мм и 1,2 ÷ 6 м;

НСН 32 – 95 мм и 0,6 ¸ 4,5 м.

Обозначение НСН2-32-30-12-0:

0 – группа посадки;

12х100 – наибольшая глубина спуска насоса, м;

30х100 – длина хода плунжера, мм;

32 – диаметр плунжера, мм.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м – для нормальных условий эксплуатации.

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм).

Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО «Очерский машиностроительный завод»), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20%.

Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение - полуэллипсное).

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник.

Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

Таблица 3.2-Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСНУ

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Рmax на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М крmax на ведомом валу редуктора в кгс/м ( 1 кгс/м = 10-2кН·м).

>

Таблица 3.3 - Станок-качалка является индивидуальным приводом скважинного насоса

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами.

СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т.е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины.

Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 . Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока - 7) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная.

Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.