Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади

Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади

Министерство образования и науки РТ

Лениногорский нефтяной техникум

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Тема: «Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади»

2006

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение

2. Исходные данные

2.1 Орогидрография

2.2 Тектоника

2.3 Стратиграфия

2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

2.6 Режим залежи

2.7 Конструкция скважин

3.Технико-технологический раздел

3.1 Характеристика эксплуатационного фонда скважин

3.2 Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УШСН

3.3 Механизм и условия формирования АСПО в скважине

3.4 Состав АСПО

3.5 Методы используемые по предотвращению отложений АСПО

3.5.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении

3.5.2 Физические методы борьбы с АСПО

3.53 Химические методы борьбы с АСПО

3.6 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки НГДУ «ЛН» эффективности применяемых методов

3.7 Контроль за работой скважин, на которых применяются методы борьбы с АСПО

3.8 Расчет подбора глубинно-насосного оборудования скважины при внедрении скребков

3.9 Выводы и предложения

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Охрана труда и техника безопасности

4.2 Противопожарная защита

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

6. Выводы и предложения

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Эксплуатация нефтедобывающих скважин на месторождениях Татарстана осложнена многими факторами. Большие потери на промыслах происходят от осаждения в парах нефтенасосных парод, в колоннах скважин и в подъемных трубахмазеобразной или твердой массы темного цвета, известной под названием парафин - АСПО (асфальтно-смоло-парафинные отложения). Понятие процесса образования и технологии борьбы с АСПО при добыче нефти, по сей день является актуальной научно-технической и практической задачей, поскольку этот фактор напрямую влияет на работоспособность и конечную продуктивность скважин.

Формирование парафиноотложений снижает добычу нефти и газа, сокращает межремонтный период скважин, увеличивает трудовые и материальные затраты и повышает себестоимость добываемой продукции.

В настоящее время известно около двадцати различных способов борьбы с отложениями парафина. Каждый из методов борьбы с отложениями парафина требует применения на скважине более или менее сложного оборудования и всевозможных устройств, нуждающихся в повседневном контроле за их работой. Подбор эффективных методов предупреждения и удаления парафиновых отложений обеспечивает продолжительный межремонтный период работы скважин, повышает нефтегазоотдачу и сокращает материальные затраты.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1 Орогидрография

В географическом отношении Зай-Каратайская площадь расположена на пересеченной оврагами и балками местности. Климат резко континентальный - суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от -13 до -14 градусов. Средняя температура июля +19 градусов.

Наибольшее количество осадков выпадает в июле - до 44мм, минимальное в феврале - до 12мм.

По растительному покрову данная температура относится к лесостепи.

2.2 Тектоника

Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий, почти выположенный юго-западный склон Южного купола Татарского свода, постепенно погружающийся в юго-западном направлении.

На фоне полого склона выделяются сравнительно крупные по размерам поднятия, оконтуренные изогипсами с абсолютными отметками -1460м и 1465м.

Кроме того, склон осложнён многочисленными мелкими локальными поднятиями разной формы и ориентации, разделенными локальными прогибами. Наиболее резко выражены локальные поднятия с амплитудой 30-40мм, размещаются в основном в западной части, из них территории в субмеридиональном направлении.

2.3 Стратиграфия

Четвертичные отложения 0-10м.

Аллювиальные и глинисто-песчаные породы мощностью 10м.

Казанский ярус 10-130м. Песчаники и глины с переслоями плотных известняков. Мощность 120м.

Уфимский ярус 130-250м.Песчаники, глины, аргиллиты. Мощность120м.

Артинский ярус 250-370м. Кавернозные известняки с включением гипса, мергеля и глины. Мощность 120м.

Верхний карбон 370-490м. Физулиновые известняки, доломиты участками окремнелые, с линзами гипса. Мощность 120м.

Средний карбон 490-610м. Доломиты, известняки с включением гипса, ангидриты, глины.

Подольский горизонт 610-695м. Доломиты, известняки с прослоями глинисто-алевролитового материала. Мощность 85м.

Каширский горизонт 695-765м. Органогенно-обломочные известняки и доломиты с прослоями аргиллитов. Мощность 70м.

Верейский горизонт 765-805м. Органогенно-обломочные известняки, доломиты с прослоями аргиллитов. Мощность 40м.

Башкирский ярус 805-855м. Известняки с примазками глин. Мощность 50м.

Нижний карбон. Каюрский ярус 855-905м. Органогенные известняки с хорошо развитыми силогмитовыми швами и доломиты. Мощность 50м.

Серпуховско-Окский надгоризонт 905-1125м. Известняки, доломиты с включениями гипса, ангидрита и переслоями известняков. Мощность 210м.

Яснополянский надгоризонт 1125-1165м. Песчаники, известняки, аргилиты с прослоями углистых сланцев. Отмечены нефтепроявления. Мощность 40м.

Турнейский ярус 1165-1200м. Органогенно-обломочные известняки с включением углисто-глинистого материала. Пористые разновидности известняков насыщенных нефтью. Мощность 35м.

Заводжзкий слой 1200-1260м. Органогенно-обломочные известняки прослоями окремнелые. Отмечены нефтепроявления. Мощность 60м.

Фаменский ярус 1260-1490м. Глинистые известняки, прослоями доломитизированные. В доломитах отмечаются пятна битума. Мощность 230м.

Верхнефранский ярус.

Евлено-Ливенский Воронежский 1490-1610м. Переслаивание

Битуминозно -глинистых известняков в различной степени доломити зированных, доломитов, мергелей. Мощность 120м.

Бурагский горизонт 1610-1655м. Тонкозернистые известняки, глинисто-битуминозные, доломитизированные. Мощность 45м.

Нижнефранский ярус.

Доманиковый горизонт 1655-1700м. Известняки перекриста-лизованные, иногда битуминозные. Мощность 45м.

Фаргаевский горизонт 1700-1725м. Известняки глинисто - битуминозные с прослоями мергелей и горючими сланцами. Мощность 25м. Шиловский горизонт 1725-1750м. Аргиллиты, листоватоклеистые с прослоями сильно глинистых алевролитов и карбонатных пород. Мощность 25м.

Пашийский горизонт 1750-1785м. Переслаивание песчаников и алевролитов в различной степени. Мощность 35м.

2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пошийского горизонта франкского яруса верхнего девона, представленного переслоением песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, коллекторами в которых являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.

В разрезе горизонта Д1 выделяются (сверху, вниз) пласты: а, б1, б2, б3, в, г1, г2, д.

Вследствие замещения проницаемых пород непроницаемыми, пласты не всегда представлены коллекторами. Поэтому только в отдельных скважинах выделяются все непроницаемые пласты. В большинстве же скважин происходит их замещение в различных комбинациях.

Пласт “a”занимает 34,8% площади, из них на 60,0% он представлен алевролитами, которые в виде различных по размеру линз равномерно располагаются по площади. В целом пласты маломощны от 1,2 до 4,0м. Средняя пористость по песчаникам составляет 20,1%, по алевролитам 14,6%, средняя проницаемость по песчаникам равна 0,449мкм2, по алевролитам 0,135мкм2.

Пласт “a” содержит 7,5% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласты б1 и б2 также развиты в виде отдельных линз, сложенных песчаниками и алевролитами. Общая площадь распространения коллекторов составляет 40,7%. От общей нефтеносной площади пласта на долю песчаников приходится 33,0%. Средняя мощность пласта б1 2,0м. Средняя пористость по песчаникам 19,8%, по алевролитам 15,5%, проницаемость по песчаникам 0,374мкм2, по алевролитам 0,173мкм2. Пласт б1 содержит 5,4% извлекаемых запасов горизонта Д1. Средняя мощность пласта б2-2,4м, средняя пористость по песчаникам 20,1%, по алевролитам 15,7%, средняя проницаемость по песчаникам 0,428мкм2, по алевролитам 0,250мкм2.

Пласт б2 содержит 9,9% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласты б1 и б2 также развиты в виде отдельных линз, сложенных песчаниками и алевролитами. Общая площадь распространения коллекторов составляет 40,7%. От общей нефтеносной площади пласта на долю песчаников приходится 33,0%. Средняя мощность пласта б1 2,0м. Средняя пористость по песчаникам 19,8%, по алевролитам 15,5%, проницаемость по песчаникам 0,374мкм2, по алевролитам 0,173мкм2. Пласт б1 содержит 5,4% извлекаемых запасов горизонта Д1. Средняя мощность пласта б2-2,4м, средняя пористость по песчаникам 20,1%, по алевролитам 15,7%, средняя проницаемость по песчаникам 0,428мкм2, по алевролитам 0,250мкм2.

Пласт б2 содержит 9,9% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт б3: общая площадь занятая коллекторами составляет

49,6%. От всей нефтеносной площади пласта на долю песчаников приходится 33,4%. Средняя мощность пласта 3,3м, средняя пористость по песчаникам составляет 20,1%, по алевролитам 14,7%, средняя проницаемость по песчаникам 0,467мкм2, по алевролитам 0,131мкм2.

Пласт “в” содержит 23,5% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт “г” имеет площадное распространение.

Пласты коллекторы занимают 98,8% площади, из них песчаники 80,4%. По своим коллекторским свойствам пласт “г” является лучшим в разрезе горизонта Д1. Средняя мощность пласта 3,7м, средняя пористость для песчаникам 20,4%, для алевролитов 15,5%, средняя проницаемость для песчаников 0,362мкм2, для алевролитов 0,145мкм2.

В целом нефтенасыщенные пласты занимают около 40% площади, которая в свою очередь, почти поровну распределяется между нефтяной и водонефтяной зонами.

Пласт “г” содержит 31,7% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт “д “ также имеет площадное распространение. Пласты коллекторы занимают 80,6% площади, из них песчаники 80,4%.

Нефтенасыщенный и нефтеводонасыщенный коллектор вскрыт в скважинах, составляющих 10%, в остальных водонасыщенные коллекторы. Средняя мощность пласта 4,7м, средняя пористость песчаников 20,1%, алевролитов 15,0%, средняя проницаемость песчаников составляет 0,436мкм2.

Пласт “д” содержит 28% извлекаемых запасов горизонта Д1.

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Физико-химические свойства газа.

Состав газа выделенного из нефти при однократном разгазировании определяется на хроматографах типа ЛХМ-8мд, ХРОМ-5,ХРОМ-4 и вирохром.

Таблица 1. Физико-химические свойства воды.

Попутный газ богат этаном и пропаном, он содержит: СН-30-40%; СН-20-30%; СН-5-20%; СН-3-5%; высших-0,5-2%; азота и редких-14,2%.

Пластовый газовый фактор в среднем на площади для Девонских отложений составляет 63,94м3/т.

В газовом составе преобладает азот (до 75% по объёму), метана 8,7%, углекислого газа 2,6%.

2.6 Режим залежи

При водонапорном режиме нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды.

Данный режим проявляется если продуктивный пласт гидродинамически связан с поверхностью земли или же с трещинами в её поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода, при однородном строении пластов и мощных коллекторах. При этом контур питания часто находится сравнительно недалеко от залежи, что обеспечивает пополнение жидкости в пласте с отбором из него нефти.

В залежах с водонапорным режимом темп отбора нефти является основным показателем определяющим изменение пластового давления.

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление постоянно, либо медленно снижается, однако в течении всего периода разработки залежи оно выше давления насыщения. Поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени.

Под действием напора краевых и подошвенных вод происходит постепенное перемещение контура нефтеносности и обводнение эксплуатационных скважин ведущие к падению добычи нефти.

Водонапорный режим является самым эффективным из всех остальных. Для него характерен очень высокий коэффициент нефтеотдачи, иногда до 0,9. Такая нефтеотдача достигается при оптимальных темпах отбора.

2.7 Конструкция скважин

На залежи применяется следующая схема бурения:

1. Под направление скважина бурится на воде.

2. Под кондуктор бурится турбобуром на воде.

3. Под НКТ из-под кондуктора до глубины 900-1000м и бурится на воде.

4. С глубины 900-1000м до перехода на глинистый раствор бурится винтовым забойным двигателем на воде.

5. Дальнейшее бурение (90-100м) до проектной глубины ведется ротором на глинистом растворе.

Все скважины имеют одноколонную конструкцию. Направление диаметром 324мм с толщиной стенки 9-10мм спускается на глубину от 30 до 41м. Кондуктор 245мм с толщиной стенки 8-10мм, спускается на глубину от 165 до 32 м. НКТ диаметром 146 и 168мм спускается на глубину от 1669 до 1838м. толщина стенки эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах - 8мм, в добывающих - 7мм; 7 и 8мм, 8 и 9мм, в зависимости от результатов расчета по данным конкретных условий эксплуатации скважин. Для обеспечения нормальных условий бурения, закачивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнения требований охраны недр. Тампонажный раствор за направлением и кондуктором поднимается до устья, а за эксплуатационной колонной - как минимум с перекрытием башмака кондуктора. Осложнения в бурении, заключающиеся в осыпании пород происходит как правило в интервале кыновских глин и приводит к прихвату инструмента. Кроме того, имеют место участки с высоким пластовым давлением выше и нижележащих пластов, что может привести к проявлению, выбросу или открытому фонтану.

3. ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Характеристика эксплутационного фонда скважин

Рис.1. Динамика фонда нефтяных скважин.

Проведенный анализ динамики фонда скважин за последние 4 года показывает (см. гистограмму), что эксплуатационный фонд скважин по НГДУ «ЛН»с 2001 года по 2004 год вырос с 2387 скважин до 2530. При этом происходит уменьшение ввода скважин, оборудованных УЭЦН. Это связано с тем, что по НГДУ ежегодно проводятся геолого-технические мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции. К эти методам относятся закачка в пласты различных изоляционных материалов, таких как НБП, СНПХ9633 и др.

Наряду с снижением обводненности скважин после закачки вышеуказанных реагентов, происходит уменьшение пропускной способности пород. По этой причине производился перевод скважин с ЭЦН на добычу штанговыми насосами. Это и является причиной увеличения фонда скважин, оборудованных УШСН.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6