СКАЧАТЬ:  geologiya.zip [197,85 Kb] (cкачиваний: 110)

Содержание.

Введение.

1.1. Общие сведения о районе работ.

- географическое и социально-экономическое положение, орогидрография, характеристика климата и рельефа и т.д.

1.2. Литология и стратиграфия

- литолого-стратиграфическая характеристика, описание состава и возраста литолого-стратиграфических комплексов

1.3. Тектоника.

- тектоническая приуроченность, описание структурных элементов

1.4. Нефтегазоносность

- литолого-стратиграфическая характеристика нефтегазоносных горизонтов, коллекторские свойства коллекторов, физические свойства и химический состав нефти и газа.

1.5. Водоносность

-  литолого-стратиграфическая характеристика водонасыщенных горизонтов, химический состав и физические свойства пластовой воды

2.1. Геолого-промысловое обоснование воздействия на продуктивный пласт

2.2. Фонд скважин эксплуатационного объекта.

2.3. Градиент давления в эксплуатационном объекте

2.4. Техника и технология добычи нефти и закачки воды.

2.5. Методы контроля разработки.

2.6.Применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов.

Заключение.

Список литературы.

Приложения

Введение.

Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти По разведанным запасам нефти в 1992 году Россия занимала второе место в мире вслед за Саудовской Аравией, на территории которой сосредоточена треть мировых запасов.

Из них запасы России - 20,2 млрд. т. Запасы бывшего СССР на 1991 год составляли 23,5 млрд. тонн. Если учесть низкую степень подтверждаемости прогнозных запасов и еще большую долю месторождений с высокими издержками освоения (из всех запасов нефти только 55% имеют высокую продуктивность), то общую обеспеченность России нефтяными ресурсами нельзя назвать безоблачной.

Даже в Западной Сибири, где предполагается основной прирост запасов, около 40%  этого прироста будет приходится на долю низкопродуктивных месторождения с дебитом новых скважин менее 10 т в сутки, что в настоящее время является пределом рентабельности для данного региона. Глубокий экономический кризис, охвативший Россию, не обошел и отрасли топливно-энергетического комплекса, особенно нефтяную промышленность. Это выразилось прежде всего в ускоряющемся сокращении объемов добычи нефти начиная с 1989 года. При этом только на месторождениях Тюменской области - основного нефтедобывающего региона - добыча нефти снизилась с 394 млн. тонн в 1988 году до 307 млн. тонн в 1991 году. Нынешнее состояние нефтяной промышленности России характеризуется сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием сколь либо значительного резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений; расположенных в необустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.

1. Общие сведения о районе работ.

Екатериновское месторождение расположена в западной части  республики Татарстан. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности, что несколько снижает затраты на бурение.

Значительная часть нефти, добываемая на промыслах нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Самарской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Нефть отличается большим разнообразием свойств и состав вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования. Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также нефть Дагесстана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным серы. В ставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке.

Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями в составе нефти, поэтому вести переработку, используя какую-либо “стандартную” технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальную структуру для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского Союза обусловил появление новой проблемы - разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем переработки - 240 млн. тонн в год), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, ранее транспортировавшуюся на заводы республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.

     Рельеф данной территории большей частью холмистый (90%), только 10% занимает равнинный рельеф. Равнинный рельеф распространен в низовьях рек. Абсолютные отметки колеблются от 100 до 300 м.

    Холмистый рельеф занимает остальную часть данного региона. Высоты от 300 до 800 метров.  

    На юге   и   западе  описываемой  территории  распространен низкогорный рельеф с отметками  300-800  метров.  Расположение возвышенностей    беспорядочное. На    юго-западе    расположена отм.615м.,  а в шести км.  восточнее ее расположена  вершина  с отм.  795м..  Склоны  возвышенностей  средней крутизны,  сильно расчленены оврагами и распадками.

1.2. Литология и стратиграфия.

    Для данной территории характерно развитие нескольких комплексов осадочных отложений, обособленных в разрезе благодаря особенностям их состава и условиям залегания.

    Выделяется комплекс преимущественно морских отложений,  образовавшихся со среднего ордовика по эйфельский ярус среднего девона включительно. В  нижней  части этой толщи преобладают терригенные отложения (О - S ), в верхней - карбонатные отложения (S - Def). Породы всех  отделов  этого  промежутка  времени  (О  -  Def) залегают  согласно друг другу.

    Второй комплекс пород на территории района - это юрские отложения несогласно залегающие  на  породах  предыдущего  комплекса. Этот комплекс  резко отличается по составу от палеозойских отложений. Он представлен вулканогенно-терригенной толщей и залегает на породах палеозоя с угловым и стратиграфическим несогласием.

   Наиболее развиты  в  районе ордовикские и силурийские отложения. Все отложения смяты в складки, кроме четвертичных.

ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА (PZ)

Ордовикская система

     На территории района ордовикская система представлена отложениями ее среднего и верхнего отделов,  которые занимают небольшую часть площади в южной и западной части.  Кроме  того  ордовикские породы выходят в восточной части района. Общая мощность ордовикских отложений 2300 м.

        Средний отдел. Харкинджинская свита (O hk)    Отложения харкинджинской  свиты развиты в районе незначительно. Они протягиваются небольшой полосой в северо-западном направлении в 4км.восточнее отм.941м. Отложения представлены темно-серыми и черными глинистыми сланцами с  отпечатками  граптолитов Dicranograptus cf.  rektus Hopk. Осадконакопление происходило в условиях прогибания территории в морских восстановительных  условиях. Мощность отложений 800 м.

        Верхний отдел. Омукская свита (О оm)     Породы верхнего ордовика выходят в виде трех полос северо-западного простирания вдоль реки  и верховьев  ее  притоков  в южной и западной части района, а также занимают обширную область на  северо-западе  района.  Эти  отложения согласно залегают на среднеордовикских.    Они    представлены     зеленовато-серыми полимиктовыми песчаниками с прослоями глинистых сланцев (0.5 м) и линзами (до 1 м) мелкогалечных конгломератов. В средней части толщи откартирован прослой светло-серых известняков мощностью 5 м,  который характерен для этой пачки и  является  маркирующим.

Судя  по  составу  и цвету отложений они являются флишеподобной теригенно-карбонатной толщей в условиях  прогибания  в  морских условиях  вблизи  источника континентального сноса.  В середине верхнего  ордовика   скорость   прогибания   территории   была, возможно,  несколько замедлена, что привело к образованию пачки маркирующих извесняков в  условиях  компенсированного  прогиба. Мощность омукской свиты составляет 1500 м.

Силурийская система.

    В пределах  рассматриваемой  территории  силурийская  система представлена отложениями нижнего и верхнего отделов, причем верхнесилурийская толща расчленена на две свиты -  бизонскую  и  мирнинскую. Силурийские  отложения являются преобладающими в районе.

Они занимают почти всю западную и южную часть  территории.  Общая мощность отложений силура 1600 - 2100 м.

Нижний отдел. Маутская свита (S mt)

    Отложения маутской  свиты  образуют  крылья  антиклинальной складки  на  севере  района, в  пределах  этой  же  структуры, но восточнее откартированы в крыльях синклинали юго-восточнее отм. 1712м., а также и ядре сложной синклинали второго порядка к юго-западу  от  той  же  отметки,и  кроме  того  в крыльях крупной осложненной антиклинальной складки в  верховьях  реки  Оттох  в западной   части  района.  Отложения  маутской  свиты  согласно залегают   на   породах   ордовика   и   представлены    черными тонколистоватыми  глинистыми  сланцами  с  прослоями  (1-2 м) и пачками (до  15  м)  темно-серых  известняков,  характеризующие морские  застойные  восстановительные условия осадконакопления. Мощность отложений маутской свиты 600-1100 м.

Верхний отдел.

Бизонская свита (S bz).

    Отложения бизонской свиты занимают обширную площадь в южной и западной части района, откартированы в верховьях реки Оттох, в среднем  течении  реки некоторых других местах менее значительно.

    Породы бизонской  свиты  слагают крылья  крупной осложненной антиклинальной структуры в восточной части  территории, а  также крылья  антиклинали  на  востоке.  Для  пород  бизонской  свиты характерно  пологое  залегание,   лишь   в   отдельных   местах переходящее в крутое и опрокинутое.

    Породы бизонской  свиты согласно залегают на нижнесилурийских породах и представлены желтовато-белыми пористыми толстоплитчатыми доломитами,  что, вероятно, отражает мелководные условия осадконакопления в режиме повышенной солености и характеризует снижение интенсивности  прогибания.  Мощность  пород  бизонской  свиты 1000 м.

Мирнинская свита (S mr).

    Отложения мирнинской свиты развиты незначительно,  в виде маломощной пачки  откартированной  в центральной и юго-восточной частях района. Они представлены красноцветными косослоистыми песчаниками с (1-3 м) конгломератов и желтых доломитов. Мощность отложений 100-450 м с уменьшением мощности в юго-западном  направлении. Красный  цвет  песчаников указывает на континентальный характер отложений свиты и продолжение постепенного воздымания территории, которые, очевидно, судя по сокращению мощности в юго-за

                            - 8 -

падном направлении было более значительным именно  в  этой  части района. Отложения  мирнинской  свиты согласно залегают на породах бизонской свиты.

ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА.

    Девонская система  в  районе  представлена нижним и средним отделами.

    В крайней юго-западной части района давонские породы образуют  западное  крыло  крупной сложной антиклинали, вытянутой в северо-западном направлении.     Юго-западнее отм.1419  девонские  отложения  образуют ядро подорванной  разломами  антиклинальной  складки   первоначально имевшей субмеридиональное простирание. Эта и роаспрложенные юго-восточнее брахисинклинали, также нарушенные  разломами  образуют пояс простирающийся  субмеридионально. И на востоке территории в ядре синклинальной складки.

    В нижней   части  разреза  девона  преобладают  терригенные породы с прослоями известняков,  в  верхней  -  преимущественно карбонатные породы согласно залегают на силурийских отложениях.

Общая мощность девонских отложений составляет 1300-1400 м.

Нижниий отдел.     Нелюдимская свита (D nl).

    Нижнедевонские отложения  наиболее распространены на территории района.  Они слагают все отмеченные выше структуры.  Нижнедевонские породы представлены темно-серыми и черными  толстоплитчатыми известняками с отдельными пачками (до 30 м) доломитов. Характер осадков указывает на условия слабого медленного  компенсированного погружения,  темно-серый  цвет осадков свиидетельствует о застойном водном режиме, наличие пачки доломитов, видимо, отражает условия  мелководного  осадконакопления.  Как  уже отмечалось, нижнедевонские породы (D nl) согласно залегают на верхнесилурийских (S mr). Мощность отложений нелюдимской свиты составляет 1000 метров.

                            - 9 -

Средний отдел (D ).

     Средний отдел девона представлен  эйфельским ярусом.     Эйфельский ярус (D ef).

  Отложения эйфельского яруса встречены в  крайней юго-западной части района  в виде края крыла крупной,  осложненной разрывом, линейной  складки.  Отложения  эйфельского   яруса   согласно залегают  на  породах  нижнего  девона  и  представлены черными глинистыми сланцами с прослоями мощностью 1 - 2  м  темно-серых известняков, характеризующих морские условия осадконакопления в режиме застойных вод. Сравнительно малая мощность осадков может свидетельствовать   о   слабом   и   непродолжительном  режиме прогибания в этой части территории.

1.3. Тектоника.

    Рассматриваемая территория   является   частью   палеозойской складчатой системы с наложенной мезозойской складчатостью, а также мелового чехла платформы.

    На территории района можно выделить 3 структурных этажа:  палеозойский, юрский и меловой. Границы между ними проведены по поверхностям угловых несогласий.

Палеозойский (нижний) структурный этаж.

    Палеозойский структурный этаж отвечает геосинклинальному этапу развития области,  включает в себя отложения, начиная со среднего ордовика до визейского яруса нижнего отдела каменноугольного периода. Палеозойские отложения смяты в линейные  и  брахиформные складки. Выделяются складки 1 и 2 порядков. Местами складки осложнены разрывными нарушениями.

    В северо-восточной  части территории выделяется крупная линейная антиклинальная складка с осью, вытянутой в  северо-западном направлении, почти  совпадая  с  левым  притоком верхнего течения р. Березовка. Ядро складки сложено породами мирнинской свиты верхнего силура,  крылья - девонскими отложениями.  Замок складки округлый, складка несколько ассиметричная.  Однако полностью  о  ее форме судить трудно,  т.к. она частично перекрыта юрскими отложениями. Максимальная ширина складки 5 км,  длина более 10 км. Углы падения крыльев 55-80 градусов. В самой северной части шарнир складки погружается  (ундулирует)  и  рассматриваемая   антиклинальная складка переходит в синклинальную,  сохранившуюся под юрскими отложениями только в виде небольших останцов пород  каменноугольной системы.

    Возможно, что рассматриваемая антиклиналь  к  юго-западу  под юрскими отложениями  переходит в синклиналь;  об этом может свидетельствовать наличие выходящего из-под юрских  отложений  юго-западного крыла  этой  синклинальной складки,  простирание которого субпараллельно оси рассматриваемой антиклинали,  угол падения  50 градусов в северо-западном направлении.  Это крыло можно рассматривать также как часть широкой антиклинальной  складки  с  брахиформным ядром,  слабовытянутом в северо-западном направлении субпараллельно ручью Первальному и сложенному породами маутской свиты силура. Крылья  сложены породами бизонской свиты верхнего силура и нижнего девона,  углы  падения  крыльев  20-50  градусов.  Ширина складки трудно  определима  из-за того что,  с запада она сорвана северо-западными нарушениями, а с востока перекрыта юрскими отложениями. В  целом ширина ее составляет не менее 10 км.  В районе верхнего течения р.Перевального она осложнена брахиформной  синклиналью, вытянутой  в  субширотном направлении,  поперек основных складчатых и разрывных нарушений северо-западного прстирания. Ядро складки сложено породами нелюдимской свиты нижнего девона. Оно имеет овальную форму с соотношениями  осей  несколько  более  чем 2:1, (длина  ядерной части складки 4 км,  ширина 800 м).  Падение пород в пределах ядра пологое 10-15 градусов.  Крылья сложены породами силура с пологим (8-20 градусов) падением по направлению к ядру.

    В южной  части  района откартирована крупная широкая антиклинальная складка,  осложненная в центральной части грабенообразным сбросом. Ядро   складки   сложено  среднеордовмикскими  отложениями, крылья - верхнеордовикскими, силурийскими и девонскими породами. Ось складки вытянута в северо-западном направлении согласно простиранию основных складчатых структур.  Крылья складки как  западные, так  и  восточные  осложнены  складками второго порядка, причем в восточном крыле явно  прослеживается  близмеридиональное направление пликативных нарушений.  Об этом свидетельствует меридиональное простирание ядра синклинальной  складки,  осложняющей восточное крыло рассматриваемой антиклинали.  Западное ее крыло в крайней юго-западной части имеет опрокинутое  залегание.  Следует отметить также,  что центральная часть этой антиклинали,  ограниченная разрывными нарушениями,  представляет собой пологую  осложненную антиклиналь,  ось которой примерно совпадает с осью основной антиклинали.

2.1. Геолого-промысловое обоснование воздействия на продуктивный пласт

Процесс гидроразрыва пласта заключается в создании искусственных и расширения имеющихся скважин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. При повышении давления в породах пласта образуются новые или открываются или расширяются имеющиеся трещины. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в них вводят крупнозернистый  песок, добавляемый в жидкость нагнетаемую в скважину. Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров. Гидродинамическую эффективность метода и максимальное увеличение дебита скважины в результате гидроразрыва пластов можно оценить, исходя из следующего.

Тещины, по сравнению с пористой средой нефтяных коллекторов, обладают более высокой пропускной способностью, поэтому можно допустить, что проницаемость призабойной зоны в радиусе трещины после разрыва стала бесконечно большой. Тогда приток к такой скважине можно рассчитывать, принимая ее радиус равным радиусу трещины. Следовательно, при одной и той же депрессии где Q(t)- дебит скважины с радиусом r(t); Q-дебит совершенной скважины с радиусом  r(c); R(k)-радиус контура питания.

Промысловая практика показывает, что дебеты скважин после гидро разрыва увеличиваются иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины, по-видимому соединяются с существовавшими ранее, и приток к скважине происходит еще и из ранее изолированных высокопродуктивных зон.

Механизм образования трещин при разрыве пласта фильтрующейся в пласт жидкостью следующей. Под давлением, создаваемым в скважине насосными агрегатами, жидкость разрыва фильтруется в первую очередь в зоны с наибольшей проницаемостью. При этом между пропластками по вертикали создается разность давлений, так как в более  проницаемых пропластках, давление больше, чем в малопроницаемых или практически не проницаемых. В результате на кровлю и подошву проницаемого пласта начинают действовать некоторые силы, выше лежащие породы подвергаются деформации и на границах пропластков образуются горизонтальные трещины.

При разрыве не фильтрующейся жидкостью механизм разрыва пласта становится аналогичным механизму разрыва толстостенных сосудов. Образующиеся при этом трещины имеют, как правило, вертикальное или наклонное направление. При разрыве фильтрующейся жидкостью давление разрыва обычно значительно меньше, чем при разрыве нефильтрующимися жидкостями, так как в последнем случае механизм разрыва пород сходен с механизмом разрыва толстостенного сосуда. Фильтрующаяся жидкость, приникшая в пласт в следствии большой площади контакта с породой, Передаёт на неё большие усилия, достаточные для разрыва при давлениях, значительно меньших, чем необходимо для разрушения пласта нефильтрующейся жидкостью.

Повышение вязкости так же, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при разрыве пластов, осуществляется введением в них соответствующих добавок. Такими загустителями для углеводородных жидкостей, применяемых при разрыве пластов, являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон и другие отходы нефтепереработки).

Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные и нефте-кислотные эмульсии, применяемые при разрыве карбонатных коллекторов, и водо-нефтяные эмульсии. Эти жидкости и используются в качестве жидкостей разрыва и жидкостей песконосителей при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

Применение жидкостей разрыва и жидкостей- песконосителей на углеводородной основе для разрыва пластов в водонагнетательных скважинах может привести к ухудшению проницаемости пород для воды в следствии образования смесей воды с углеводородами. Во избежании этого явления пласты в водонагнетательных скважинах разрывают загущенной водой. Для загущения применяют сульфид-спиртовую борду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде.

Песок, предназначенный для заполнения трещин, должен удовлетворять следующим требованиям: 1) образовывать прочные песчаные подушки и не разрушаться под давлением; 2)сохранять высокую проницаемость под действием внешнего давления.

2.2. Фонд скважин эксплуатационного объекта.

Руководящий документ разработан на основе теоретического обоснования способа добычи обводненной нефти с применением входных устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса, а также анализа результатов экспериментальных и опытно-промышленных работ, выполненных на объектах ОАО «Татнефть».

Область применения технологии — обводненные скважины с высоковязкой продукцией, эксплуатируемые установками скважинных штанговых (далее — «УСШН») или винтовых (далее — «УШВН») насосов, осложнения при эксплуатации которых обусловлены образованием в насосно-компрессорных трубах (далее — «НКТ») стойких водонефтяных эмульсий.

Технология эксплуатации обводненных скважин с применением входного устройства ВУ‑11‑89 (далее — «ВУ») должна периодически корректироваться и дополняться с учетом новых исследований, анализа и обобщения результатов внедрения.

ОСНОВАНИЯ И ЦЕЛИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Образование высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне НКТ осложняет работу насосных установок: повышается гидравлическое сопротивление движению жидкости в канале лифтовых труб, увеличивается амплитуда изменения нагрузок на штанги и, соответственно, приведенные напряжения в материале штанг, растут энергозатраты на подъем продукции. Вязкость эмульсии в лифтовых трубах может в десятки раз превышать вязкость нефти в пластовых условиях. Вследствие этого при ходе штанг вниз возможно отставание движения штанговой колонны от движения канатной подвески («зависание штанг») с последующим рывком при ходе вверх.

Технология предназначена для снижения интенсивности образования высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне НКТ при эксплуатации нефтяных скважин с обводненной продукцией путем организации поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса.

В основу технологического процесса положен тот факт, что в обводненных скважинах поступающая в скважину при работе насоса смесь пластовых жидкостей по мере подъема от пласта до насоса под действием гравитационных сил разделяется на газ, нефть и воду, причем граница водонефтяного раздела (далее — «ВНР») находится у приема насоса, совершая незначительные по амплитуде колебания вверх и вниз. Над ВНР в межтрубном пространстве выше насоса находится газированная нефть, ниже ВНР — преимущественно водонефтяная смесь. ВУ имеет разнесенные по вертикали верхнее приемное отверстие для жидкости меньшей плотности (нефти) и нижнее приемное отверстие для жидкости большей плотности (воды) и обеспечивает поочередное попадание в насос потоков воды или нефти через соответствующие приемные отверстия (далее — «приемы»). Продолжительность отбора нефти и воды и, соответственно, объем «пробок» воды и нефти, поступающих в НКТ, зависят от соотношения размеров элементов ВУ, дебита скважины, вязкости и обводненности продукции.

Условия ЭФФЕКТИВНОГО применения технологии

Технологический процесс осуществляется на скважинах, эксплуатируемых УСШН и УШВН.

Условный диаметр эксплуатационной колонны скважин должен составлять не менее 146 мм.

Для нормальной работы ВУ перед спуском насоса в скважину с его приема необходимо демонтировать штатный фильтр, поскольку его применение снижает коэффициент наполнения насоса при откачке вязкой жидкости. Попадание в насос механических примесей предотвращается за счет изменения ВУ направления движения продукции скважины и наличия в нем отстойных камер. В качестве защиты от попадания в насос плавающего мусора рекомендуется доукомплектовывать ВУ фильтром специальной конструкции (см. ниже).

Критерии выбора скважин для применения технологии.

В первом приближении к фонду, склонному к образованию высоковязкой эмульсии, скважину можно отнести при обводненности ее продукции в диапазоне 20…80 %. Однако, как сама вязкость эмульсии, так и величина сил гидродинамического сопротивления в подъемнике напрямую зависят еще и от компоновки скважинного оборудования и режима работы насосной установки. Поэтому на практике далеко не на всех скважинах, склонных к образованию высоковязкой эмульсии, действительно имеют место осложнения по причине ее образования. В связи с этим прежде чем применять технологию на скважине, необходимо проанализировать, насколько оптимальными с точки зрения минимизации сил гидродинамического сопротивления в подъемнике являются компоновка скважинного оборудования и режим работы насосной установки. Оптимальность в данном случае подразумевает обеспечение экономически приемлемыми способами:

-                   максимальной площади проходного сечения лифта;

-                   минимальной скорости движения штанг и жидкости;

-                   минимальной эффективной вязкости продукции.

С этой целью заданный режим эксплуатации скважины должен реализовываться при максимальной длине хода точки подвеса штанг (далее –– «ТПШ»), минимальной частоте качаний, максимальном диаметре НКТ, максимальном диаметре плунжера и минимальном среднем диаметре штанг. Два последние условия должны соблюдаться в пределах прочности штанговой колонны.

Область применения технологии в зависимости от производительности насосной установки и динамической вязкости нефти, представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 ‑ Область применения технологии (выделена затемнением)

2.4. Техника и технология добычи нефти и закачки воды.

  В настоящее время в ОАО «Татнефть», как уже отмечалось, применяются две модификации переключателей потоков: выпускавшихся до 2004 г и выпускаемые с 2004 г. (рисунок 4). Отличие нового переключателя заключается в упрощении конструкции, повышении технологичности изготовления (снижение количества деталей на 33 %, а количества сварных швов — на 35 %) при сохранении технических характеристик и рабочих параметров, а также применении в соединениях резьбы НКТ 73 взамен применявшейся ранее метрической резьбы М80×3 для исключения возможности прослабления резьб при изготовлении устройства.

1 — наружная труба; 2 — промежуточная труба; 3 — центральная труба; 4 — верхнее отверстие; 5 — нижнее отверстие; 6 — монтажный патрубок; 7 — муфта; 8 — отклонители; 9 — отстойная камера; 10 — переводник, 11, 12 — резьбовые соединения НКТ 73

Рисунок 3 — Конструкция переключателя потоков

а — выпускавшиеся до 2004 г.; б — выпускаемые с 2004 г.

Рисунок 4 — конструкции переключателей потоков, применяемые в ОАО «Татнефть»

Хвостовик предназначен для увеличения длины центрального канала (канала для воды) переключателя потоков. Увеличение длины канала для воды необходимо для компенсации роста гидравлических сопротивлений движению высоковязкой нефти по каналу для нефти (и, соответственно, повышения надежности переключения потоков) в случае применения технологии на скважинах с повышенной вязкостью нефти в пластовых условиях. Хвостовик выполнен из трех соединенных последовательно стандартных труб НКТ 73 по ГОСТ 633‑80.

Якорем нефти и газа ВУ комплектуется с 2004 г. Якорь предназначен для исключения попадания нефти и газа в хвостовик и центральный канал переключателя потоков. Наличие нефти и газа в упомянутых полостях уменьшает плотность более тяжелой и менее вязкой жидкости в канале для воды вследствие чего нарушается баланс гидростатического давления столба жидкости в канале для воды и гидродинамического сопротивления движению жидкости в каналах устройства. Тем самым снижается стабильность работы переключателя потоков. Это особенно заметно на скважинах с обводненностью продукции менее 50 % — в этом случае в среднем не менее половины площади проходного сечения эксплуатационной колонны занято всплывающей нефтью, поэтому в отсутствие якоря она с вероятностью не менее 50 % попадет в канал для воды.

1.1.1    Якорь (рисунок 5) представляет собой сифон (U-образную трубку) со специально подобранными соотношениями размеров и конструктивно выполнен из двух эксцентрично вложенных одна в другую труб (наружной 1 и внутренней 2). Для монтажа якоря и присоединения его к хвостовику в верхней его части имеется монтажный патрубок 3 с муфтой 4. Нижняя часть якоря «заглушена» съемной пробкой 5. Продукция скважины поступает в якорь через отверстия в корпусе 6, под которыми расположены отклонители 7, предотвращающие их перекрытие стенкой эксплуатационной колонны скважины. Отделение нефти и газа от воды происходит за счет того, что скорость потока водогазонефтяной смеси, направленного в якоре от входных окон 6 вниз к отверстию в нижней части внутренней трубы 2, являющейся окончанием хвостовика, т. е. приемом для воды, заведомо меньше скоростей всплытия нефти и газа в воде. Объем полости между наружной 1 и внутренней 2 трубами якоря примерно в 2 раза превышает объем насоса, поэтому поступающие с водой в якорь в цикле всасывания насоса нефть и газ не успевают попасть в трубу 2 (прием для воды).

1, 2 — соответственно наружная и внутренняя трубы; 3 — монтажный патрубок; 4 — муфта; 5 — пробка; 6 — отверстия; 7 — отклонители; 8 — резьбовое соединение НКТ 73

Рисунок 5 — Конструкция якоря нефти и газа

В цикле нагнетания, когда всасывающий клапан насоса закрыт, вода в якоре находится в покое. За это время нефть и газ успевают всплыть в полости, образованной трубами якоря и далее в эксплуатационной колонне. Таким образом, в прием для воды при любой обводненности продукции скважины поступает только вода. Кроме того, за счет изменения направления потока жидкости в якоре происходит дополнительное отделение от нее механических примесей.

1.1.2    В целях предотвращения попадания в насос плавающего мусора (например кусков эпоксида или других частиц футерованных труб, которые при демонтаже скважинного оборудования могут попасть и осесть в отстойных камерах ВУ) и посторонних предметов, в том числе по тем или иным причинам находящихся в полостях ВУ, устройство по отдельному заказу может дополнительно комплектоваться специальным фильтром с высокой пропускной способностью, располагаемым перед приемным патрубком насоса (рисунок 6).

1 — фильтрующий элемент; 2— корпус фильтра

Рисунок 6 — Конструкция фильтра для предотвращения попадания в насос плавающего мусора и посторонних предметов при применении технологии

1.1.3    Фильтрующий элемент 1 выполнен из патрубка диаметром 48 мм с толщиной стенки 4 мм с пазами шириной 1,0…1,5 мм, который располагается в корпусе 2. Для установки фильтра необходимо от переключателя потоков 1 (рисунок 7 а) отсоединить монтажный патрубок 2, установить на его место корпус фильтра 3 (рисунок 7 б), вставить фильтрующий элемент 4 и присоединить монтажный патрубок 2. При этом длина переключателя потоков увеличится на 450 мм.

1 — корпус переключателя потоков; 2 — монтажный патрубок; 3 — корпус фильтра; 4 — фильтрующий элемент

Рисунок 7 — Размещение фильтра в переключателе потоков

2.5. Методы контроля разработки.

Характеристиа показателей разработки.

1.1.4    Устройства, выпускающиеся с 2004 г.

1.1.4.1    Масса устройства, кг, не более........................................ 515

в том числе:

-       фильтра, кг, не более............................................................. 5

-       переключателя потоков, кг, не более.................................. 150

-       хвостовика^*, кг, не более..................................................... 330

-       якоря нефти и газа, кг, не более........................................... 30

1.1.4.2    Габаритные размеры устройства:

-       наружный диаметр, мм, не более......................................... 89

-       максимальный поперечный размер, мм, не более.............. 101

-       общая длина, мм, не более................................................ 49450

в том числе:

-       фильтра................................................................................ 450

-       переключателя потоков..................................................... 11000

-       хвостовика.................................................................. 25000 — 35000

-       якоря нефти и газа.............................................................. 2900

Технология предусматривает размещение в скважине ВУ таким образом, чтобы приемы устройства для нефти и воды при установившемся режиме работы установки находились соответственно выше и ниже ВНР. Путем переключения потоков жидкости внутри ВУ обеспечивается поочередный отбор насосом нефти и воды. Периодичность переключения и, соответственно, длина пробок воды и нефти в НКТ зависят от режима работы скважины, свойств продукции и параметров ВУ. По мере подъема к устью «пробки» воды и нефти могут частично или полностью перемешиваться, однако эффективная (усредненная по всей длине НКТ) вязкость эмульсии снижается.

Применение технологии в соответствии с требованиями настоящего руководящего документа обеспечивает уменьшение эффективной вязкости продукции в лифтовой колонне в среднем на треть, что приводит к снижению гидродинамического сопротивления движению штанг, сопровождаемому уменьшением амплитуды нагрузок в точке подвеса штанг (ТПШ). Вследствие этого предотвращаются зависания штанг, снижается обрывность штанговых колонн; растет межремонтный период работы скважин; устраняется необходимость периодических промывок скважин растворителями, а также применения скважинных дозаторов и подачи химических реагентов; снижаются потери напора в системе сбора и экономится электроэнергия на транспорт продукции, улучшаются условия работы установок подготовки продукции скважин. В ряде случаев обеспечиваются предпосылки к экономии штанг и труб за счет уменьшения глубины погружения насоса под динамический уровень по сравнению с рекомендованными РД 153–39.1–252–02 значениями.

Заключение.

Проблема обеспечения отечественной нефтяной отрасли машиностроительной продукцией существует. И она требует к себе специального внимания.

Особенно беспокоит чрезвычайная зависимость от импорта машиностроительной  продукции .В итоге отвлекаются большие средства, выручаемые от продажи нефти, требуется большая работа по организации закупок и реализации оборудования .

Проблемой импортозамещения в своё время серьёзно занялось Министерство топлива и энергетики. Был даже издан приказ о разработке соответствующими подразделениями спец.программы , которая бы включала в себя конкретную номенклатуру изделий , подлежащих изготовлению на заводах России.

В области материально-технического обеспечения задача замещения зарубежной продукции на отечественную стала стратегической. В отсутствии каких бы то ни было указаний сверху сама жизнь заставила предпринимать энергичные усилия к тому , чтобы уйти от импортной зависимости в поставках тех изделий , без которых нефтяная промышленность не может существовать. Хотя бы для того , чтобы вновь не отдавать на Запад с таким трудом

Список литературы.

1. Справочное руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений под редакцией Гиматудинова Ш.К., Недра. 1983г.- 463 с.

2. Мусин М.М. Разработка нефтяных месторождений. Учебное пособие. Часть 2. АГНИ, Альметьевск. 2007. 140с.

3. Мусин М.М., Кочетков В.Д., Липаев А.А. Разработка нефтяных месторождений. Учебно-методическое пособие по проведению практических занятий. АГНИ. Альметьевск, 2005. 48 с. 

Приложение

 Методика расчета.

Расчет дебитов жидкости, нефти, воды.

Скважины, работающие на один объект разработки.

Расчет фактического режима.         

  Дебит нефти рассчитывается по формуле (в т/сут):

                                             Qж_фак * (100 – %обв_фак) * k

                      Qн_фак =  ---------------------------------------------- ,                                   

                                                           100

где Qж_фак – фактический дебит жидкости;

%обв_фак – фактический процент обводненности;

k – плотность нефти, берется из справочника fnsi001 (при отсутствии справочных данных по рассматриваемому объекту разработки принимается для Девона: k = 0.865, Карбона: k = 0.890).

Дебит воды рассчитывается по формуле (в т/сут):

     Qж_фак * g в * %обв_фак

                      Qв_фак =   ------------------------------------- ,                                                                                                                                                                        .                                                               100 

где   g в – удельный вес воды (г/см3).

Расчет предлагаемого режима.

Дебит нефти рассчитывается по формуле (в т/сут):

                                         Qж_пред * (100 – %обв_пред) * k

      Qн_пред =  ------------------------------------------------ ,                                               .                                                                                   100

где Qж_пред – предлагаемый дебит жидкости,

%обв_пред – предлагаемый процент обводненности.

Дебит воды рассчитывается по формуле (в т/сут):

 Qж_пред * g в * %обв_пред

            Qв_пред =  ------------------------------------------ ,                                                

100

Если часы работы равны нулю, тогда предлагаемый дебит жидкости и обводненность автоматически приравниваются к нулю (Qж_ пред = 0, %обв_пред = 0).

Скважины, работающие на несколько объектов разработки.