Пористость
При определении пористости использовались анализы керна и данные промыслово-геофизические исследований. Анализы керна проводились в ЦНИПРе НГДУ «Туймазанефть» и в лаборатории УФНИИ.
Всего было исследовано 6897 образцов, которые по пластам и горизонтам распределились следующим образом:
1) ДlV - 125 образцов из 22 скважин;
2) Дlll - 56 образцов из 16 скважин;
3) Дll - 2492 образцов из 248 скважин;
4) Дl - 2992 образцов из 388 скважин.
5) фаменский ярус - 156 образцов из 16 скважин;
6) турнейский ярус - 360 образцов из 76 скважин;
7) терригенная толща - 266 образцов из 388 скважин;
При определении средних параметров коллекторов устанавливается нижний предел их пористости и проницаемости, при которых пласт утрачивает промышленную ценность.
Пласт ДlV
Таблица 1 - Подсчёт средних значений пористости по образцам по скважинам.
| Средняя пористость по образцу, В % | Средняя пористость по скважинам, В % | ||||
| Нефтенасыщ. | Водонасыщ. | Нефте- и водонасыщ. | Нефтенасыщ. | Водонасыщ. | Нефте- и водонасыщ. |
| 21.4/3 | 17.6/102 | 19.5/105 | 21.1/2 | 17.9/19 | 19.5/21 |
(В знаменателе - число образцов керна, взятых при подсчёте.)
Вблизи контура нефтеносности имеются 5 определений из 4-х скважин. Средняя пористость в этих скважинах равна: по образцам - 18%, по скважинам - 18,4%. На основании вышеизложенного средняя величина пористости по пласту ДlV принята 19,5%.
Пласт Дlll
Определении пористости велось тем же методом, что и по пласту ДlV. Всего сделано 56 определений. За нижний предел пористости условно принята пористость в 11% (по аналогии ДlV).
Таблица 2 - Данные средних значений пористости по пласту Дlll.
| Средняя пористость по образцу, В % | Средняя пористость по скважинам, В % | ||||
| Нефтенасыщ. | Водонасыщь. | Нефте- и водонасыщ. | Нефтенасыщ. | Водонасыщ. | Нефте- и водонасыщ |
| 19.2/4 | 20.5/45 | 19.8/49 | 19.2/1 | 20.3/13 | 19.8/14 |
Как видно из таблицы, в нефтяной части пласта имеются всего четыре определения со средней пористостью 19,2%. Наиболее полно (45 определений) представлена водоносная часть пласта, где средняя пористсть равна 20,5%. Однако, эту цифру не рекомендуется принимать за среднюю величину пористости пласта в виду того, что скважины пробурены на отдельных от скважины участках. Исходя из этого, для подсчёта запасов была принята пористость по нефтенасыщенным кернам в 19%. По геофизическим данным установить зависимость амплитуды ПС от пористости не удалось.
Горизонт Дll
Пористость определяется по амплитудам 2492 образцов керна из 248 скважин.
Таблица 3 - Данные средней пористости горизонта Дll по пачкам.
| Наименование пачки. | Средняя пористость, % | |||||
| По образцам | По скважинам | |||||
| нефтенас | водонас | нефте- и водонасыщ | нефтенас | водонас | нефте- и водонасыщ | |
| Верхняя | 18,6/387 | 18.4/12 | 18.5/399 | 20.5/16 | 17.5/3 | 19/19 |
| Средняя | 21.8/1096 | 19.8/605 | 20.8/1701 | 21.5/16 | 21.4/14 | 21.4/30 |
| Нижняя | 21.5/65 | 20.5/7 | 21/72 | 22/5 | 20.8/3 | 21.4/8 |
| Итого | 20.6/1548 | 19.6/624 | 20.1/2172 | 21.3/37 | 19.9/20 | 20.6/57 |
Из таблицы 3 видно, что нефтеносная и водоносная части охарактеризованы довольно полно. Исходя из этого при пересчёте запасов пористость была принята раздельно для площадей: полностью нефтенасыщенных и водонасыщенных соответственно по пачкам верхней 21% и основной 22%.
Однако в связи с наличием алевролитовых интервалов и зон среднее значение пористости составляет меньшую величину: 22% по основной пачке и 20,4% по верхней пачке.
Горизонт Дl
Всего исследовано 2992 образца керна из 388 скважин. Определение нижнего предела пористости проводилось аналогичным методом и величина составляет 12%.
Таблица 4 - Данные средней пористости горизонта Дl по пачкам.
| Наимено-вание пачки. | Средняя пористость, % | |||||
| По образцам | По скважинам | |||||
| нефтенасыщенность | водонасы-щенность | нефте- и водонасыщенность | нефтенасыщенность | водонасы-щенность | нефте- и водонасыщенность | |
| Верхняя | 18,6/387 | 18.4/12 | 18.5/399 | 20.5/16 | 17.5/3 | 19/19 |
| Средняя | 21.8/1096 | 19.8/605 | 20.8/1701 | 21.5/16 | 21.4/14 | 21.4/30 |
| Нижняя | 21.5/65 | 20.5/7 | 21/72 | 22/5 | 20.8/3 | 21.4/8 |
| Итого | 20.6/1548 | 19.6/624 | 20.1/2172 | 21.3/37 | 19.9/20 | 20.6/57 |
При пересчёте запасов пористость была принята раздельно для площадей внутреннего контура нефтеносности и водоплавающих площадей соответственно по верхней пачке в 20% и по средней плюс нижней пачке 21%.
Фаменский ярус
Для определения пористости карбонатов фаменского яруса было исследовано 156 образцов керна из 16 скважин. Тип коллектора каверзно-трещеноватый. Средняя пористость определялась по образцам и по скважинам.
Таблица 5 - Данные средних значений пористости по продуктивным отложениям фаменского яруса.
| Средняя пористость, % | |||||
| По образцам | По скважинам | ||||
| За контуром нефтеносности | В контуре нефтеносно | По всем исследован образцам | За контуром нефтеносн | В контуре нефтеносн | По всем исследованным образцам |
| 2,4/60 | 3.2/96 | 2.8/156 | 2.2/7 | 3.2/9 | 3/16 |
По геофизическим данным средняя пористость составляет 2,65%. Пористость при подсчёте запасов принята в 0,03%.
Турнейский ярус
Определение пористости производилось по анализам керна. За нижний предел пористости принята пористость в 8%. Средняя пористость подсчитывалась по образцам и по скважинам: отдельно для нефтяной и водоносных частей продуктивного пласта.
Среднее значение пористости по всем образцам керна составляет 11%, по нефтенасыщенным - 10,9%. Среднее же значение пористости по нефтяным скважинам 10,9%.
Терригенные отложения нижнего карбона
Из отложений терригенной толщи нижнего карбона было исследовано 222 образца керна, которые по разряду распределяются следующим образом:
8) верхняя пачка - 90 образцов из 30 скважин;
9) средняя пачка - 132 образца из 47 скважин.
Для установления нижнего предела пористости было использовано 49 образцов.
Таблица 6 - Данные значений средней пористости по пачкам терригенной толщи нижнего карбона.
| Наимено-вание пачки. | Средняя пористость по образцам. | Средняя пористость по скважинам. | ||||
| Нефтенась | Водонас | Нефте- и водонасыщ | Нефтенась | Водонас | Нефте- и водонас | |
| Верхняя | 21/81 | 19.5/9 | 20.2/90 | 19.5 | 20.03 | |
| Нижняя | 22/120 | 23.1/12 | 22.6/132 | 22.4 | 22.3 | 22.3 |
| Итого | 21.5/201 | 21.3/21 | 21.4/222 | 21.7 | 20.9 | 21.3 |
Пористость по промыслово-геофизическим данным равна 19%, которую принимают за более приемлемую.
Проницаемость
Проницаемость коллекторов изучалась в лабораторных условиях путём исследования образцов керна, отработанных в процессе бурения скважин.
Пласт ДlV
По пласту ДlV из 125 определений 26 образцов являются непроницаемыми. Ниже приводим распределение проницаемости по интервалам пористости.
В интервале пористости 10-11% проницаемых образцов нет, в интервале 10-12% - 2 проницаемых образца, в интервале 12-13% число проницаемых образцов 5. Из этого следует, что с возрастающим значением пористости возрастает количество проницаемых образцов. Наибольшее число определений группируются в интервалах пористости 15-20%.
Пласт Дlll
По пласту Дlll из 56 определений 7 образцов оказались непроницаемыми. Как показывают исследования, наибольшее число определений падают на интервалы 17-19% и 21-23%.
Горизонты Дll и Дl
Для расчётов темпов обводнения, сроков разработки залежи и возможных коэффициентов нефтеотдачи, знание средних значений коэффициентов проницаемости недостаточно. Эти важные технико-экономические показатели могут быть рассчитаны с достаточной для практических целей точностью, если известна степень неоднородности пласта.
Результаты обработки данных исследования кернов отдельно по пачкам горизонтов Дl и Дll, а также по горизонтам в целом.
Фаменский ярус.
Лабораторные определения карбонатных отложений фаменского яруса показали, что почти все образцы непроницаемы.
Турнейский ярус.
Из таблицы 7 распределения проницаемости образцов по интервалам пористости, которая будет приведена ниже, видно, что в интервале до 5% проницаемых образцов нет. В интервале выше 10% непроницаемых нет. А в интервале от 5% до 10% встречаются и те и другие.
Таблица 7 - Распределение проницаемости образцов по интервалам пористости.
| Интервал по порист | Количество непрониц образцов | Кол-во прониц образцов | Всего | Интервал порист | Кол-во непроницобразцов | Кол-во прониц-образцов | Всего |
| 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 | - - - - 7 15 14 34 30 | 3 4 11 21 17 21 11 14 3 | 3 4 11 21 24 36 25 48 33 | 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 и выше | 39 29 20 9 7 4 1 7 | - - - - - - - - | 39 29 20 9 7 4 1 7 |
Терригенная толща нижнего карбона
Таблица 8 - Данные распределения проницаемости по интервалам пористости.
| Интервал пористости,% | Количество проницаемых образцов | Количество непроницаемых образцов |
| 7-8 8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 | - - - - - 1 1 3 6 | 6 4 7 3 5 8 4 1 - |
Нефтеностность разреза
Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт ДIV, в котором обнаружена небольшая залеж нефти на Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчанный пласт ДIII, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади. Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчанники пласта ДII, которые на Туймазинской площади содержат крупные (12*9 км) залежь нефти. Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта ДI пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской и Александровской площадях.
Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса, в основном в отложениях верхнефаменского подъяруса. Промышленная нефть имеется в верхней части пористых известняков турнейского яруса. Нефть турнейского яруса плотностью 868 кг/м3, содержание серы до 2,8%.
К песчанникам бобриковского горизонта на Туймазинской и Александровской площадях приурочены залежи нефти, которые являются самостоятельными объектами разработки. Песчанники этого горизонта имеют линзовидное распространение. Нефть имеет плотность 864 кг/м3, содержание серы 2.8%.
Признаки нефти обнаружены в верхней части турнейских тонкопористых и кавернозных известняков. В артинских отложениях тонкозернистых и кавернозных известняках местами содержится газ. Залежи газа имеют локальный характер, отличаются небольшим дебитом и весьма ограниченными запасами.
В основании Кунгурского яруса залегают солитовые известняки, насыщенные жидкой газированной нефтью. Однако, получить промышленный приток нефти из этих известняков не удалось.
Следует отметить, что нефтеносность карбонатных отложений, мощность которых составляет почти 80% разреза осадочной толщи палеозоя, изучена слабо.
Из изложенного видно, что Туймазинское нефтяное месторождение является многопластовым.
В настоящее время эксплуатируются ДI, ДII, ДIII, ДIV песчанники бобриковского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и Турнейского яруса.
Водоностность разреза
Водоносные горизонты в девонских отложениях приурочены к живетскому, франскому и фаменскому ярусам.
Воды всех девонских пластов ДV, ДIV, ДIII, ДII, ДI характеризуются одним и тем же составом. Воды хлоркальциевые, сильно минерализованы практически бессульфатные. Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них закисного железа и повышенное содержание брома.
Общая минерализация пластовых вод девона достигает 275 г/л. Плотность колеблется в пределах 1187-1190 кг/м3. По классификации Пальмера состав вод выражается:
Первая соленость 62-65 % экв.
Вторая соленость 35-38 % экв.
Вторая щелочность 0,01-0,02 % экв.
Среди анионов преобладает содержание ионов хлора 4,49 млн. молей*м3.
Из катионов значительно содержание натрия 3,3 млн. молей*м3.
Воды фаменского яруса представляют собой также высокоминерализованные рассолы. Характерной особенностью является повышение содержания иона хлора. Установлено наличие сероводорода.
Воды турнейских, бобриковских, тульских отложений нижнего карбона характеризуются по сравнению с девонскими водами меньшей степенью метафоризма. Они также высокоминерализованы и по солевому составу относятся к хлоркальцивоему типу, а по преобладанию составляющих компонентов - к хлорнатриевому.
Обнаруживается наличие сероводорода.
В процессе проводки скважин отмечается наличие водоносных горизонтов в окском и серпуховском подъяруса нижнего карбона. Для этих вод характерно резкое увеличение концентрации сульфатных ионов.
Воды артинских отложений всюду проявляют себя интенсивно. В скважинах с низкими отметками рельефа наблюдается переливание воды через устье. Воды относятся к типу сульфатно-натриевых. Воды Кунгурского яруса относятся к типу сульфатно-натриевых вод.
Водоносные горизонты встречаются также выше по разрезу в отложениях Уфимских, Казанских и Татарского ярусов.
Химическая характеристика вод всех водоносных горизонтов детально изучена.
Режим работы пластов
Начальное пластовое давление по девонским пластам составляло 16,9 МПа на зеркало ВНК. Давление насыщения по залежи колебалось в пределах 8,7-9,5МПа, т.е. газ в начальном состоянии был полностью растворен в нефти.
Горизонты девона обладают напорными контурными водами, однако воды пластов на поверхность вблизи месторождения отсутствуют, что говорит в пользу нормального упруговодонапорного режима.
Промышленная разработка девонских залежей нефти без поддержания пластового давления привела к быстрому падению пластового давления, что также присуще упруговодонапорному режиму. Поэтому считается, что девонские пласты в начальном состоянии обладали естественным упруговодонапорным режимом.
Последующая разработка залежей с поддержанием давления перевела этот режим в искусственный жестководонапорный режим. Залежи нефти бобрийского горизонта при начальном пластовом давлении 10,7 МПа и давлении насыщения 4,0 МПа, также обладали в естественном состоянии упруговодонапорным режимом, который был путем организации поддержания давления переведен в жестководонапорный режим.
Начальная температура пласта ДI - 29-30°С
Физико-химические свойства пластовой и скважинной жидкости
Основные показатели свойств нефти по поверхностным пробам представлены в табл. 9. Из этих данных видно, что нефти горизонтов Д I, Д II, Д III и Д IV характеризуются следующими свойствами: средняя плотность разгазированной нефти при 20° С равна 0,845-0,853 г/см3, вязкость при тех же условиях 10,5- 15,0 ест, содержание серы 1,1-1,5%, силикагелевых смол 8,1- 13,9%, акцизных смол 32-35%, асфальтенов 2,5-4,1%, парафина 5,0-5,4%. Выход фракций, выкипающих до 200° С, более 27%. Нефть горизонта ДII несколько тяжелее и более вязкая.
Таким образом, нефти этих горизонтов можно охарактеризовать. как облегченные, маловязкие, но сернистые и смолистые.
Таблица 9 - Физико-химические свойства нефтей
| Продуктив-ный пласт | Плотность, г/см3 | Вязкость, кинемат., сст | Содержание в массовых % (на нефть) соотвественно серы, смол, асфальтенов, парафинов |
| Туймазинскаяплощадь Алексинский Бобриковский Турнейский Фаменский Д I Д II Д III | 0,883 0,892 0,886 0,904 0,848 0,853 0,850 | 23,9 39,3 21,9 78,0 10,5 12,0 14,8 | 3,1 11,6 5,2 3,3 3,0 13,6 5,1 4,5 2,8 17,2 5,1 4,1 3,7 13,6 4,5 2,9 1,5 9,5 2,5 5,0 1,5 8,1 4,1 5,0 1,1 13,9 2,6 5,4 |
| Александ- ровская площадь Бобриковский Турнейский ярус Фаменский Д I Д IV | 0,886 0,893 0,921 0,849 0.849 | 30,1 11,7 80,2 10,4 8,4 | 2,8 12,4 5,1 3,4 2,7 12,3 11,1 3,6 2,5 13,6 5,9 2,5 1,4 9,2 3,1 3,8 1,5 6,6 3,2 3,2 |
Газонасыщенность нефтей равна для Д I 57,9-68,1 м3/т, Д II- 63,7-66,4 м3/т и Д IV - 55,4 м3/т, объемные коэффициенты равны для Д1 1,156-1,170, для Д II - 1,168-1,170, Д IV-1,145.
Давление насыщения составляет: в Д I - 8,93-9,28 МПа, в Д II - 9,52-9,7 МПа, в Д IV-8,79 МПа. Глубинные пробы нефти из скважин, вскрывших пласты Д III, не отбирались.
Исследования газа Туймазинского месторождения выполнены УфНИИ и ЦНИПРом НПУ Туймазанефть.
Данные исследований показали, что состав газа горизонтов Д I и Д II практически одинаковый. Газ пласта Д IV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.
Характерным для девонских попутных газов является:
1) отсутствие сероводорода;
2) относительная плотность выше единицы (1,0521);
3) содержание азота 13,3% по объему;
4) относятся к жирным газам (сумма углеводородов от изопентана и тяжелее 102 г/ н.м3, пропана и бутана 535 г/н.м3).
Газ, растворенный в нефти терригенного карбона, характеризуется следующим составом (в весовых %): сероводород-0,2%, СО2-1,6%, азот-41,4%, СН4-19,6%, С2Нб-7%, С3Н8-12,3%, плотность-1,980, газонасыщенность не превышает 22 м3/т.
Газ, растворенный в нефти турнейского яруса, характеризуется следующим составом (в весовых %): сероводород- 1,1%, СО2- 6,6%, азот-15,4%, СН4-19,7%, С2Нб-15,4%, С2Н8-20%, плотность - 1,0529, газонасыщенность составляет 21 м3/т.
Данные показывают, что наибольшее содержание гелия обнаружено в пласте Д IV (0,072% объемных), по остальным пластам девонских отложений содержание гелия примерно одинаково: 0,051-0,055% по объему.
Содержание редких газов в попутных газах терригенной толщи нижнего карбона составляет: гелия - 0,034 (в объемных %), аргона-0,041.
2. ДИНАМИКА И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
отложение парафин скважина
2.1 Анализ показателей разработки
Таблица 10 - Состояние разработки Туймазинского месторождения
| Параметры | Пласт | |||||
| Дl | Дll | Сlвв | Сltur | Дlll ,ДlV, Д3fam | По месторожд | |
| Добыча с начала разработки | ||||||
| Закачка с начала разработки | ||||||
| Текущая обводнён-ность, весовая в % | 94,9 | 89,8 | 85,8 | 48,0 | 50,6 | 92,0 |
| Суточная добыча Нефти т/сут Жидкости, м3/c | 784 14285 | 103 917 | 565 3770 | 211 412 | 10 20 | 1673 19406 |
| Закачка воды, м3/сут | - | |||||
| Дебит на одну скважину, Нефти, т/сут Жидкости м3/сут | 2,8 48,9 | 3,6 31,9 | 2,2 14,5 | 1,3 2,6 | 1,0 2,1 | 2,3 27,2 |
| Действую-щий фонд скважин Нефтяных Нагнетательных | 292 56 | 31 12 | 259 33 | 156 4 | 11 - | 749 105 |
Анализ фонда скважин
В пределах Туймазинского месторождения на терригенные отложения девона эксплуатируются 419 сважин.
В настоящее время в фонде действующих добывающих скважин находятся 340 скважин.
Фонд наблюдательных скважин образовался исключительно за счет отключения обводнившихся скважин.
Фонд нагнетательных скважин в основной своей части образован за счет перевода добывающих скважин под закачку воды и составляет 101 скважина. В фонде ликвидированных скважин преобладают скважины, выполнившие свое назначение, то есть те скважины, в которых после эксплуатации (нагнетания) основных пластов нет возвратных объектов. Фонд ликвидированных скважин составляет 141 скважина, контрольных - 5, пъезометрических - 3, наблюдательных - 270.
Фонд скважин по нижнему карбону состоит из 521 скважины. Число действующих добывающих составило - 434, действующих нагнетательных - 42, ликвидированных - 108, контрольных - 2, пъезометрических - 0, наблюдательных - 145.
2.3 Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
За последние годы применялись различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т.д. Все виды воздействия на призабойную зону скважин по технологии прведения можно объединить в следующие группы
химические методы: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола, цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта поверхностно - активными веществами, ингибиторами коррозии;
тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труб и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;
механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорных труб от парафина штанговыми скребками, центраторами - фрезами;
комбинированные методы: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;
гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов.
Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки нефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах. Это ведет к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
Анализ промыслового материала
3.1.1 Анализ работы скважин, оборудованных ШГН за 2008 год
Целью данного анализа является объективная оценка текущего состояния работы фонда скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами с позиции различных факторов, влияющих на коэффициент подачи, выявления тех или иных тенденции и закономерностей, что позволит пометить кардинальные направления работы. Сделаны попытки ввести некоторые критерии и показатели, которые характеризуют работу фонда.
Многообразие факторов, влияющих на работу скважин, в частности подземного оборудования, требует более детальных исследований.
В структуре подземных ремонтов за 2008 год наибольшее количество ремонтов приходится на такие виды работ: обрыв штанг-17,43%, ревизия и смена насоса-16,19%, осложнения АСПО-13,5 2%. Рассмотрим влияние АСПО и ряда других факторов, приведенных в таблице № 11, влияющих на коэффициент подачи.
Около 62,3% ремонтов по много ремонтному фонду приходится на работу насосов малого диаметра и небольшим погружением под динамический уровень, что связано малым коэффициентом продуктивности скважины.
Самым напряженным и уязвимым звеном штанговой глубинной - насосной установки является штанговая колонна, которая испытывает динамические нагрузки, нагрузки от веса штанг и жидкости. Применяемые штанги изготовлены из сталей 20 ХН. 15нм, 40у, имеющие приведенное сопротивление разрыву соответственно 7 10, 99 10 мПа, колонны штанг комплектуется двумя диаметрами штанг 7/8 и 3/4 дюйма в соотношении 60 и 40%. Максимальная нагрузка штанговая колонна испытывает при ходе вверх. Величена этой нагрузки зависит от совокупности факторов.
По данным анализам много ремонтного фонда обрывность по ЦДНГ 1,3,4 в большей степени связана с длительным периодом эксплуатации и превышением наработки штанговых колонн выше допустимой, хотя в полностью свое время при комплектовании штанговые колонны были подобраны с большим запасом прочности.
Аварией принято считать всякий внезапный отказ оборудования. Поскольку в литературе отсутствуют сколько-нибудь удовлетворительные нормы наработки на отказ подземного оборудования штанговой установки - штанг и насосов, в промысловой практике всякий выход из строя установки считается аварийным. Наиболее характерные виды отказа насосов и штанг, а также другие ремонты даны в таблице 11.
Таблица 11 - Виды отказов и ремонтов за 2008 год
| Отказы | ЦДНГ-1 | ЦДНГ-3 | ЦДНГ-4 | НГДУ |
| Отложение солей | ||||
| Заклинил плунжер | ||||
| Запарафинивание обсадной колонны | ||||
| В клапанах куски резины | ||||
| Песок | ||||
| Обрыв штока насоса | ||||
| Перепосадка насоса, ревизия-промывка клапанов | ||||
| Отворот штанг | ||||
| Худые трубы | ||||
| Куски парафина в клапанах | ||||
| Ликвидация обрыва, смена полировки | ||||
| АСПО (циркуляция частичная) | ||||
| Утечки в клапанах | ||||
| АСПО (отсутствие циркуляции) | ||||
| Обрыв штанг |
Проанализировав таблицу № 11, мы обнаружили ряд факторов, влияющих на работоспособность скважинного оборудования. По видам отказов и ремонтов большое значение имеет обрывность штанг, которая связана с налипанием парафина и ряда других факторов.
Для нашего случая решающими показателями анализа работы ШГН, а в частности коэффициента подачи, являются такие виды отказов:
АСПО (отсутствие циркуляции) 25
Утечки в клапанах 23
Ликвидация обрыва, смена полировки 17
АСПО (циркуляция частичная) 12
Куски парафина в клапанах 7
Куски резины в клапанах 2
Песок 1
Запарафинивание обсадной колонны 1
Ниже рассмотрим причины возникновения этих отказов, влияющих на коэффициент подачи насоса.
Образование вязких водонефтяных эмульсий
Отложения парафина и сегодня являются одним из распространенных осложнений при добыче нефти, требующие привлечения для борьбы с ними самой разнообразной техники.
Именно поэтому мы решили кратко изложить опыт борьбы с парафином одного из старейших в Российской федерации НГДУ "Туймазанефть".
Здесь "парафиновая проблема" возникла сразу же после открытия девонских пластов, в нефти которых содержалось до 7% парафина. Отложения на НКТ начинались с глубины 750...800 м, и их толщина постепенно увеличивалась до 4...5 мм в интервале 250...500 м, а затем уменьшалась к устью до 2,5...3 мм. Парафиновые отложения на штангах имели одинаковую толщину по всей длине - 2...4 мм.
Если на глубине 450...650 м отложения представляли собой конгломераты плотных частиц, то ниже 650 м они имели вид жидкой массы, в которой значительную долю составляла нефть.
Парафинообразование происходило также в клапанах насоса, в приемном фильтре и хвостовике.
Признаком парафинообразования являлось постепенное снижение подачи насоса р последующим заклиниванием плунжера в цилиндре и обрывом штанг.
Наиболее простой метод, широко применяющийся и сегодня - воздействие теплом. Для этой цели создан целый ряд агрегатов и оборудования: паропередвижные установки (ППУ), агрегаты депарафинизации (АДП), скважинные и устьевые электронагреватели.
Применение насосно-компрессорных труб с покрытиями определило новый этап в борьбе с парафинообразованием.
Исследования, проведенные в парафинообразующих скважинах «Туймазанефти», показали, что на гладких поверхностях парафин не откладывается.
Если применение НКТ с покрытиями в скважинах, эксплуатируемых фонтанным способом и электроцентробежными насосами, не вызывало особых проблем, то в скважинах с УШГН возникли опасения повреждения покрытия штангами, как при спуско-подъемных операциях, так и в процессе работы потребовались серьезные испытания.
В процессе эксплуатации скважин с остеклованными лифтами было установлено:
а) разрушение покрытий при спуско-подьемных операциях вследствие разности деформации металла и стекла при воздействии нагрузок;
б) образование стеклянных пробок над насосом из отслоившегося стекла а стеклянной крошки, возникающей при трении штанг о трубы; последнее приводило к попаданию стекла в зазор между плунжером и цилиндром и заклиниванию;
в) средний межремонтный период скважин составил 78 суток, что в, 2,3 раза ниже средних значений по управлению.
Таким образом, применение НКТ со стеклянным покрытием в скважинах с УШГН было признано неэффективным.
Что касается, НКТ, футерованных эпоксидными смолами то они; отработали в скважинах с УШГН без каких-либо осложнений более 300 суток. После подъема нарушений покрытия обнаружено не было.
Длительный опыт применения НКТ с покрытиями-с скважинах с УШГН показал следующее:
1) покрытие должно быть защищено от контакта со штангами с помощью центраторов;
2) использование остеклованных труб нецелесообразно;
3) в наклонных скважинах покрытия разрушаются даже с защитными фонарями;
4) из всех видов покрытий наиболее приемлемым для промысловых условий является эпоксидное;
5) решение о применении НКТ с покрытиями следует принимать после испытания в скважинах конкретного месторождения.
3.1.3 Эксплуатация наклонных скважин штанговыми насосами
В настоящее время в связи с развитием кустового бурения все большую долю в эксплуатационном фонде начинают занимать наклонные скважины.
Проблемы, возникающие при добыче нефти из таких скважин штанговыми насосами, состоят в следующем.
1. В наклонных скважинах колонна насосно-компрессорных труб отклоняется от вертикальной оси и повторяет профиль ствола скважины, что вызывает искривление колонны штанг.
2. При возвратно-поступательном движении штанг в наклонных скважинах кроме нагрузок, характерных для вертикальных скважин, возникают дополнительные усилия от трения штанг о трубы, от преодоления сил, возникающих при искривлении плунжера и цилиндра и штанг при их попадании в интервал наибольшего искривления.
3. В результате трения насосно-компрессорных труб об обсадную колонну, штанг о трубы интенсифицируется их износ.
4. Увеличивается количество аварийных отказов штанг, насосов вследствие более напряженного режима их работы.
5. Вследствие наклонного положения насоса в скважине всасывающий и нагнетательный клапаны при посадке в седло срабатывают с запаздыванием, вызывая тем самым утечки жидкости яз цилиндра и снижая коэффициент подачи насоса
6. Ухудшаются условия откачки вязких эмульсий: из-за высоких значений сил гидродинамического трения и сил сопротивления трения штанг о трубы ход плунжера вниз осложняется, а длина хода уменьшается.
7. Межремонтный период работы наклонных скважин имеет меньшее. значение по сравнению с вертикальными скважинами.
В результате исследований в скважинах был получен фактический материал, позволяющий оценить как количественно, так и качественно, перечисленные выше положения. При кривизне ствола более 4° на каждые 50 м глубины и горизонтальном смещении забоя от вертикали, приходящиеся на 10 м глубины не более 1,7, количество отказов установки возрастает, а МРП уменьшается. Работа клапанов штангового насоса в наклонных скважинах
Исследования показали, что работа всасывающего и нагнетательного клапанов в штанговом насосе, эксплуатирующем наклонную скважину, существенно отличается от работы в вертикальных скважинах.
Вследствие наклона корпуса насоса клапан-шар перед посадкой в седло перемещается по нижней образующей клетки. Это удлиняет время закрытия отверстия. Последнее приводит к возникновению обратного тока уже поступившей в цилиндр жидкости, что снижает коэффициент наполнения насоса. Эксперименты дают основание утверждать, что для наклонных скважин должна быть разработана своя конструкция клапанов.
3.1.4 Эксплуатация скважин с повышенным содержанием механических примесей
Под понятием "повышенное содержание механически примесей" следует понимать содержание в откачиваемой насосом жидкости продуктов разрушения пласта, асфальтосмолистых веществ, кристаллов солей, привнесенных с поверхности в процессе технологических операции механических примесей, превышающих допустимую ГОСТ 6444-78 норму для насосов скважинных нефтяных штанговых - 0,5%.
Анализ отложений показал, что в них содержатся частицы породы, механические взвеси поверхностного происхождения. Асфальто-смолистые и парафиновые соединения явились связующим веществом, определившим, на первый взгляд, общую причину отказа.
Видимо, нельзя утверждать, что, добившись полной чистоты жидкости, нам удастся полностью избежать парафинообразования в насосе. Но общеизвестно, что механические примеси ускоряют процессы выделения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов из смеси и увеличивают их прочность. Поэтому точнее было бы говорить в целом о влиянии на продолжительность работы насоса механических примесей скважинного и наземного происхождения.
Эксперименты показывают, что в скважинах, склонных к парафинообразованию и содержащих в продукции механические взвеси, количество активно работающих отверстий уменьшается на 30% через 30... 50 дней. С таким фильтром насос работает еще столько же времени, если этот период можно назвать нормальной работой насоса. Коэффициент подачи насоса снижается до 0,1...0,2.
Что представляют собой механические примеси, содержащиеся в добываемой продукции? Их качественный и количественный состав определяется характеристикой продуктивного пласта, технологией его разработки, а также организационными причинами. Причем последние могут занимать далеко не последнее место.
Продуктивные пласты некоторых месторождений сложены слабосцементированными породами, разрушение которых ст<