Борьба с осложнениями при эксплуатации механизированного фонда скважин Таныпского месторождения

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

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

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

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

1. Геологическая часть

1. 1 Общие сведения о месторождении

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

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

Источником водоснабжения для заводнения нефтяных пластов является водовод с реки Таныпа.

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

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

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

Позднее, в течение 1970−1978 г. г. Таныпское месторождение вводится в активную разработку и разбуривание разведочным и добывающим фондом скважин. На 01. 01. 1978 года фонд скважин по месторождению составил 178 единиц. Был накоплен обширный геолого-промысловый материал, позволивший осуществить третий подсчет запасов нефти и газа всех продуктивных пластов месторождения, а 20ти летний период разработки привел к необходимости корректировки величин коэффициентов нефтеизвлечения.

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

1. Выделение в разрезе месторождения продуктивных пластов КВ1, В3В4 в каширо-верейских отложениях, Бш в башкирском ярусе, Тл-1а, Тл-1б, Тл-1 В, Тл-2а, Тл-2б в тульском, Бб1, Бб2 в бобриковском, Мл в радаевском горизонтах и Т в турнейском ярусе.

2. Рассмотрение залежей Таныпского и Северо-Таныпского поднятий как нефтеносных площадей единого Таныпского месторождения. (Ранее они рассматривались самостоятельно).

3. Выделение в пределах каждого продуктивного пласта самостоятельных залежей и обоснование положения ВНК по данным ГИС и опробования.

4. Определение подсчетных параметров для каждой из выделенных залежей и пересчет запасов нефти, растворенного газа и сопутствующих компонентов по ним.

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

В целом запасы нефти Таныпского месторождения утверждены ГКЗ СССР (протокол № 8240 от 28. 02. 1979 г.) в количестве:

геологические- 54 469 тыс.т.

извлекаемые — 27 269 тыс.т., по категории АВС1;

извлекаемые — 1918 тыс.т. по категории С2.

1. 2 Стратиграфия

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

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

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

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

Толщина отложений карбонатного девона составляет 489−590 м.

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

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

На отложения нижнего карбона со стратиграфическим несогласием налегают карбонатные отложения среднего карбона, представленные известняками башкирского яруса (пласт Бш), толщиной 45−71 м; чередованием известняков, мергелей, аргиллитов, алевролитов, реже доломитов верейского и каширского горизонтов (пласты В3 В4 и КВ1) толщиной 53−68 м и 48−66 м соответственно; известняками и доломитами подольского и мячковского горизонтов.

Верхний карбон сложен карбонатными отложениями, не содержащими нефтяных пластов.

Общая толщина каменноугольной системы 574−616 м.

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

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

Общая мощность пермских отложений изменяется от 356 до 459 м.

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

Толщина отложений 3−22 м.

1. 3 Тектоника

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

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

1. Таныпская структура представляет собой брахиантиклинальную складку. Складка осложнена двумя поднятиями Северо-Таныпским и Таныпским, которые в свою очередь осложнены рядом мелких куполов. Простирание структуры близко к меридиональному.

2. В генетическом отношении Таныкская структура является тектоно-седиментационной. Основное ядро структуры составляют верхнедевонские рифогенные сооружения.

3. Общей закономерностью для всего разреза является наличие более крутого западного крыла и постепенное выполаживание структуры вверх по разрезу.

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

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

На юго-восточном окончании структуры по редкой сети сейсмопрофилей выделен приподнятый участок тектоно-седиментационного генезиса, представляющую собой структурную террасу почти широтного простирания, осложненную Петуховским поднятием. Наличие поднятия подтверждено данными глубокого бурения (скв. 190, 192, 193, 314, 316, 397, 601). Согласно данным сейсморазведки и глубокого бурения Петуховское поднятие по кровле терригенных отложений тульского горизонта осложнено двумя куполами разнонаправленного простирания. Купола оконтуриваются замкнутой изогипсой минус 1260 м.

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

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

Залежей нефти эти отложения не содержат

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

Характеристика структуры по поднятиям приведена в таблице 1

Таблица

Поднятие

Горизонт,

Замкнутая

Размеры,

Амплитуда,

Свод

ярус

изогипса,

км

м

поднятия

абс. отм, м

скважина

абс. отм.

кровли, м

Северо-Таныпское

турнейский

-1270

6 х 1,6

21

357 /-1248,9

Таныпское

турнейский

-1270

9,2×1,5

45

9083 /-1224,9

С. Танып. + Танып.

турнейский

-1280

17,5×2,6

55

9083 /-1224,9

Петуховское:

р-н скв. 314

турнейский

-1320

1,2×0,8

7

314 /-1312,9

р-н скв. 601

турнейский

-1320

1,4×1,3

17

601 /-1303,2

Северо-Таныпское

тульский

-1210

3,4×1,5

18

356 / -1192

Таныпское

тульский

-1210

9 х 1,6

34

304 / -1176,2

С. Танып. + Танып.

тульский

-1220

15,7×2,5

44

304 / -1176,2

Петуховское:

р-н скв. 314

тульский

-1260

1,6×1,15

14,5

314 /-1245,5

р-н скв. 601

тульский

-1260

1,75×1,3

11

397 /-1249

С. Танып. + Танып.

башкирский

-860

13,7×4,5

32

304 / -828,2

Петуховское:

башкирский

нет поднятия

1. 4 Нефтегазоносность

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

Промышленная нефтеносность Таныпского месторождения на дату подсчета запасов нефти, была установлена в продуктивных пластах: КВ1, В3В4 каширско-верейских отложений, Бш башкирского яруса, Тл-1а, Тл-1б, Тл-1 В, Тл-2а, Тл-2б тульского горизонта, Бб-1, Бб-2 бобриковского горизонта, Мл радаевского горизонта и Т турнейского яруса на Северо-Таныпском и Таныпском поднятиях.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Промышленная нефтеносность пласта Тл-1а подтверждена получением притоков нефти из интервалов перфорации в скважинах 53 и 363 (1 скв.). По нижней дыре перфорации в скв. 363 на абсолютной отметке минус 1185 м была ранее принята и утверждена ГКЗ СССР граница запасов нефти категории С1.

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

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

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

1. северо-Таныпскую;

2. Таныпскую (основную);

3. Таныпскую (южный участок).

Размеры основной Таныпской залежи невелики и составляют 4,3×1,6 км. Высота залежи равна 49,6 м, нефтенасыщенная толщина здесь преимущественно 0,4−0,8 м. Промышленная значимость этой части залежи не была установлена ранее и не подтверждена по состоянию на 1. 01. 05 г.

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

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

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

Коэффициент песчанистости пласта составляет 0,566.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Тип залежей пластовый плавающий

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

Замещение коллектора пласта Бб-2 плотными породами носит локальный характер. Две небольшие зоны замещения отмечены на северном периклинальном окончании Северо-Таныпского поднятия (скв. 329; скв. 330). На Таныпском поднятии «пятна» зон замещения осложняют сводовые части основного и южного куполов. На Петуховском поднятии пласт замещен в скв. 192, расположенной на его юго-восточном окончании.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. 5 Физико-химические свойства нефти и газа

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

При составлении раздела использованы материалы подсчёта запасов 1978 года, а также результаты исследований проб нефти из базы данных FLUID, предоставленных заказчиком. Свойства нефти и газа определены по данным исследований 90 глубинных и 109 поверхностных проб, в т. ч. по пластам КВ1 0 и 4, В3В4 5 и 5, Бш 8 и 10, Тл1-а+Тл1-б+Тл1-в 0 и 6, Тл2-а 15 и 4, Тл2-б 12 и 29, Тл2-б+Бб-1+Бб-234и29, Бб-1 10 и 7, Мл 4 и 6, Т 2 и 9, соответственно.

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

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

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

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

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

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

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,96%), смолистая (12,37%), парафиновая (2,90%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С — 47%.

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

Пласты Тл2-а, Тл2-б Таныпское поднятие

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

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

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

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы (2,10%), смолистая (14,46%), парафиновая (3,25%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С — 43%.

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

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

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

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

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

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы (2,14%), высокосмолистая (17,67%), парафиновая (1,88%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С — 43%.

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

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

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

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

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,10%), смолистая (14,46), парафиновая (3,25). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С — 43%.

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

Пласт Мл Таныпское поднятие

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

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

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

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы (2,05%), смолистая (10,30), парафиновая (2,65). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С — 42%.

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

Пласт Т Таныпское, Северо-Таныпское поднятия

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

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

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

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

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы (2,17%), высокосмолистая (16,46), парафиновая (4,28). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С — 43%.

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

2. Техническая часть

2. 1 Характеристика используемого оборудования

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

УШГН (установка штангового глубинного насоса)

Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости из скважины на поверхность

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

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

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

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

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

Рисунок 1

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Характеристика АСЛН-1

Технология применения АСЛН — 1

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

Область применения линейных нагревателей:

— добыча нефти из скважины осложненных гидратообразованиями;

— добыча высоковязкой нефти и эмульсий;

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

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

— предотвращение замарзания воды в системах поддержания пластового давления.

— Линейный нагреватель (АСЛН) предназначен для:

— обеспечения и поддержания заданной температуры жидкости;

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

— для уменьшения тепловых потерь в путевых трубопроводах и резервуарах.

Линейный нагреватель состоит из нагревательной и электронной частей.

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

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

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

На (рисунке 2) изображена компоновка спуска греющего кабеля.

Рисунок 2. Характеристика УБПР

Блок подачи реагента (БПР) входит в состав ОПР.

Назначение: БПР предназначено для регулируемой подачи реагента в зону приема глубинного насоса, в зону перфорации, в затрубное пространство, а также в трубопровод нефтесбора. Температура окружающего воздуха от минус 60 до плюс 400С. БПР изготовлен в климатическом исполнении УХЛ, категории размещения I, по ГОСТ 15 150–69.

Показатели надежности:

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

— установленный ресурс до капитального ремонта, не менее, 25 000 ч;

— покупные комплектующие — согласно эксплуатационной документации.

На (рисунке 3) представлена схема УБПР.

Рисунок 3

Характеристика ДРГ-1

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

Техническая характеристика:

Подача при 10 качаниях в минуту, дм?/сутки:

минимальная — 0,5;

максимальная — 5,0.

Максимальная температура окружающей среды, С -100.

Диаметры присоединенных резьб по ГОСТ 633, мм:

для контейнерных труб -89;

для фильтра насоса — 73.

Габаритные размеры, мм:

диаметр максимальный (в свободном положении) — 136;

длина устройства дозирования — 410;

длина крышки контейнера — 25.

Масса комплекта — 25 кг.

Характеристика МАС-2

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

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

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

Добываемая жидкость, проходя через магнитный аппарат подвергается омагничиванию. Магнитная активация приводит к изменению межмолекулярных взаимодействий в нефти и появлению новых свойств (происходит изменение динамики роста кристаллов парафина, вследствие чего нарушаются связи между ними, ведущие к образованию и росту более крупных образований). По лабораторным данным магнитная память может сохраняться от нескольких часов до суток и является функцией, пропорциональной напряженности магнитного поля — с чем мы и столкнулись в период испытаний.

Основным критериями подбора скважин под оснащение магнитными аппаратами следующие:

отложение парафина на глубинном оборудовании;

низкий МОП;

низкий МРП;

подъездные пути.

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

Рисунок 4

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

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

Конструкция и техническая характеристика магнитного аппарата (МАС)

Тип наземного аппарата — скважинный аппарат (МАС). ,

Диаметр рабочего сечения, мм — 50−60. ,

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

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

Габариты магнитного аппарата:

длина, мм — 1600. ,

диаметр, мм — 108. ,

масса, кг — 24. ,

Рабочая температура, С — -50- +120. ,

Продолжительность работы — пять и более лет.

Характеристика ЯГП

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

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

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

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

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой