Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
ой площади. Это произошло в результате учета дополнительной информации по анализам, отобранным в следующие годы и исключения некачественных анализов при подготовки их к автоматизированной обработке.
Подземные воды терригенного девона Западно - Лениногорской площади по своему составу относятся к хлор - натриевому типу с высоким содержанием кальция, с незначительным количеством сульфатов и гидрокарбонатов. Общая минерализация воды от 252 до 280 г/м, в среднем 270 г/м. В ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 160 г/м3 и натрий 70,8 г/м3), плотность воды в среднем - 1,186 г/см3 , вязкость - 1,9 мПас.
В естественных, не нарушенных закачкой воды, условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. При закачке сульфатных вод, содержание сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях проектируется сероводород в количестве 26 - 96 мг/л.
Газонасыщенность подземных вод 0,248 - 0, 368 м3/т, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворённого в воде газа преобладает метан.
1.6 Режим залежи
Разбуривание Западно-Лениногорской площади началось в 1962 году согласно технологической схеме разработки 1959 года с западной части по сетке 800x650 м.
В следующие годы разбуривания и ввод площади производится по отдельным участкам с одновременным бурением оценочных скважин на введенных в разработку зонах.
Эксплуатируется Западно-Лениногорская площадь в упруговодонапорном режиме. Напор вод создается путём искусственного нагнетания воды в 95 нагнетательных скважин. Первоначальное пластовое давление 175 атм.; текущее - 170 атм.; компенсация отбора жидкости - 0,5 % . Зона дисперсии, образовавшаяся в начале в непосредственной близости к забою скважин, постепенно распространяется на всю площадь и за её пределы, вызывая упругое расширение всё новых масс жидкости - сначала нефти, а затем воды, вытесняющей замещающей нефти.
На 1 января 1999 года пробурено всего 450 скважин, из которых 392 по проекту эксплуатационных и 58 нагнетательные.
Эксплуатирующихся на нефть на 1 января 1999 года 383 скважин, в том числе 27 фонтанных; - 279 СКН и 77 ЭЦН.
Средний дебит скважины по жидкости - 6,3 т/сут, по нефти - 4,1 т/сут. В настоящее время остались не введенными в разработку низко продуктивные зоны.
1.7 Конструкция скважин
На Западно-Лениногорской площади скважины имеют следующую конструкцию:
Таблица 3
Наименование
обсадных
колоннДиаметр
обсадных
колонн, ммГлубина
спуска, мДиаметр
долота, ммВысота
подъёма
цементаНаправление32420393,7до устьяКондуктор245300295,3до устьяЭкспл.
колонна146 (168)1800215,9до устья
324245 146(168)
30-40 м
200 - 400 м
- 1700 м
Рис. 1 Схема конструкции скважины:
1 - направление
2 - кондуктор
3 - экс. колонна
Спуск направления на глубину 20 м вызван необходимостью перекрытия обваливающихся неустойчивых пород и подъёма цемента до устья. Для обеспечения вертикальности ствола предусматривается, применение системы центраторов: наддолотный и надтурбобурный.
Бурение под кондуктор производится после спуска и цементажа направления с глубины - 0 до 300 м. Спуск 245 мм кондуктора на глубину 300 м вызван необходимостью укрепления неустойчивости пород. Подъём цемента за кондуктором до устья.
Спуск - 146 (168) мм эксплуатационной колонны до устья - 1800 м. Подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеет башмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упорное кольцо, цементирующие фонари, пружинные скребки. Для образования монолитного цементного камня вокруг обсадной колонны и предупреждения его разрушения при перфорации на каждую обсадную трубу устанавливают по 2 центратора и до 20 скребков в интервалах возможного поступления воды к продуктивной части разреза.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДН и Г № 1 НГДУ ЛН
Эксплуатационный фонд скважин в ЦДН и Г № 1 НГДУ ЛН” составляет 697 скважин. Ниже приведены основные данные по фонду скважин.
Таблица 4
Состояние эксплуатационного фонда скважин на 1.05.2001г
Расшифровка фондаСкв.(шт.)Кэкс %Эксплуатационный фонд
в т.ч. а) фонтанные
б) ЭЦН
в) ШГН
21
101
575
3
14,5
82,5
Из таблицы видно, что количество скважин эксплуатируемых ШГН - 82,5 %. Установками ЭЦН эксплуатируется 13 % эксплуатируемого фонда. 99,9 % всей добычи нефти извлекается механизированным способом, в том числе ШГН - 72,92 %, УЭЦН - 26,96 %.
Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованным ШГН, составляет 2,36 т/сут, по УЭЦН - 5т/сут.
Средняя обводнённость продукции по скважинам, эксплуатируемым ШГН составляет 49,4 %, по УЭЦН-92,7 %.
Средняя глубина подвески штанговых насосов на девонских скважинах 1250 - 1450 м, на угленосных - 800 - 900 м.
2.2 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании
Основные исследования механизма образования отложений парафина были выполнены в 50 - 60 годах, когда на крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция и проблема образования парафиновых отложений стояла очень остро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашкинского месторождения составлял всего лишь 3 - 4 часа.
На поздней стадии разработки ?/p>