ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 16.03.2024
Просмотров: 49
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ННК Н 10-21Галиев А.Г.
Группа 4Н191-1
7
Дипломный проект
Министерство образования и науки Республики Башкортостан
Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение
Нефтекамский нефтяной колледж
Специальность 21.02.01
Группа 4 Н 191-17
Анализ условий образования и методы борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в скважинах АЦДНГ-1 АР УДНГ
Пояснительная записка
ННК Н191-17.035.10-21 ПЗ
Дипломник Галиев А.Г.
Руководитель дипломного проекта Сайфегалиева А.Р.
Содержание
| | Лист |
| Введение | 6 |
| 1 Геолого-промысловый раздел | 7 |
| 1.1 Общие сведения о месторождении | 7 |
| 1.2 Литолого-стратиграфический очерк | 8 |
| 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды | 13 |
| 2 Раздел нефтегазопромыслового оборудования | 17 |
| 2.1 Оборудование, применяемое при данной технологии | 17 |
| 2.2 Расчет оборудования | 28 |
| 3 Раздел технологических процессов эксплуатации нефтяных и газовых месторождений | 31 |
| 3.1 Технология проведения работ | 31 |
| 3.2 Технологическая эффективность проведенной технологии | 41 |
| 3.3 Расчет технологических процессов | 48 |
| 4 Экономический раздел | 53 |
| 4.1 Краткая аннотация | 53 |
| 4.2 Расчет экономической эффективности от предлагаемого мероприятия | 62 |
| 5 Раздел промышленной и экологической безопасности | 59 |
| 5.1 Промышленная безопасность | 59 |
| 5.2 Экологическая безопасность | 62 |
| Заключение | 65 |
| Литература | 66 |
| Приложения: Электронная презентация формата А–4 в объеме 18 листов | |
Введение
Под понятием «повышенное содержание механических примесей» следует понимать содержание в откачиваемой насосом жидкости продуктов разрушения пласта, асфальтосмолистых веществ, кристаллов солей, привнесенных с поверхности в процессе технологических операций механических примесей, превышающих допустимую по ГОСТ 6444 - 78 норму насосов скважинных нефтяных штанговых - 0,5 %.
Одной из трудноразрешимых проблем при добыче нети механизированными способами является наличие в пластовой жидкости механических примесей. В слабосцементированных коллекторах (песчаниках) при определенных режимах эксплуатации скважин, например, при повышенной депрессии, происходит интенсивный вынос песка, что, естественно, приводит к быстрому выходу из строя насосного оборудования. Продукция скважины даже с незначительным количеством песка приводит не только к износу пары трения «цилиндр - плунжера» в штанговых насосах, но чаще всего вызывает заклинивание плунжера в цилиндр в обрыв штанг.
Применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса, не обеспечивает полную очистку жидкости от песка. Часть пека оседает и накапливается в корпусе- накопителе якоря, который очищается на поверхности после подъема при подземном ремонте скважин. Другая часть песка, мелкого и легкого, поступает вместе с потоком жидкости в насос.
Имеется множество конструкций насосов, в которых защиту деталей от изнашивания песком выполняют в виде механических скребков манжет и т.п. Увеличить работоспособность насосов и песка образующих скважинах можно также и за счет применения износостойких материалов и покрытий (сверхтвёрдые стали и чугуны, керамика, твёрдый сплав). Однако полностью решить проблему с помощью известных методов до сих пор не удалось.
1 Геолого-промысловый раздел
1.1 Общие сведения о месторождении
Арланское нефтяное месторождение – одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике Башкортостан. В него входят четыре площади (с юга на север): Новохазинская, Арланская, Николо-Березовская и самая северная – Вятская.
Месторождение расположено на крайнем северо-западе республики Башкортостан и частично в пределах Удмуртской республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана. Значительная часть территории месторождения представляет собой долины рек Кама, Белая и Танып, в которых расположено много стариц, озер и болот. Большая часть территории покрыта смешанными лесами с преимущественным развитием хвойных пород.
Восточная часть площадки месторождения холмистая, западная является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) – приподнятая. Довольно большая часть территории месторождения имеет низкие гипсометрические отметки.
В 1946 г. на территории месторождения были начаты детальные геологические исследования силами объединения «Башнефть». В течение ряда лет этими работами была охвачена значительная часть региона.
В 1953 г. глубоким поисково-разведочным бурением были охвачены Вятское и Акинеевское поднятия.
В 1954 г. из терригенной толщи нижнего карбона была получена первая нефть. Открытая Вятская площадь, первоначально предполагалась самостоятельным месторождением.
В 1955-1958 гг. были заложены глубокие структурно-поисковые и поисково-разведочные скважины на Акинеевской, Сакловской, Арланской, Уртаульской, Уразаевской, Шариповской, Юсуповской, Новохазинской, Южно-Акинеевской площадях и поднятиях. Глубокие структурно-поисковые скважины бурились на терригенную толщу нижнего карбона, поисково-разведочные в основном на терригенный девон.
В 1955 г. в скважине №3 Арланской площади из пласта C-VI на терригенной толщи нижнего карбона получили фонтанный приток с дебитом 144,8 т/сут. В последующие годы установили промышленную нефтеносность терригенной толщи нижнего карбона на Уртаульской, Николо-Березовской, Шариповской, Новохазинской, Юсуповской площадях.
Разведку месторождения вели до 1962 года.
Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры – более 100 в длину и до 30 км в ширину. Нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), а также карбонатные отложения нижнего (турнейский ярус) и среднего (московский ярус) каменноугольного возраста. Опыт разработки многопластовых объектов Арланского месторождения позволяет сделать два принципиально важных вывода.
Во-первых, процесс бурения скважин не заканчивается после реализации резервного (по проекту) фонда, а является непрерывным.
Во-вторых, разновременное обводнение пластов в многопластовых разрезах приводит к необходимости последовательного отключения полностью обводнившихся.
1.2 Литолого-стратиграфический очерк
Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м (скв.7000). Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста.
Рифейская система представлена нижним отделом, который сложен терригенными породами с редкими прослоями карбонатных разностей мощностью 3267 м.
Девонская система представлена средним и верхним отделами. Средний отдел сложен карбонатно-терригенными и терригенными отложениями мощностью 59 м, которые вверх по разрезу сменяются карбонатными (540 м).
Каменноугольная система представлена тремя отделами. Нижний отдел в основании и в верхней части имеет карбонатный состав, а в средней – терригенный (мощность 360 м) с образованиями (доломиты, известняки, мергели) общей мощностью 605 м.
Пермская система в основании (нижний отдел) представлена карбонатными породами с прослоями ангидритов, а в верхней части – терригенно-карбонатными породами. Общая мощность пермских отложений 639 м.
На Арланском месторождении продуктивными являются три толщи: известняки турнейского яруса, пласты песчаников терригенной толщи нижнего карбона (включая алексинкий горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (верейский, каширский и подольский горизонты). Продуктивность этих толщ, равно как и их запасы, сильно различаются. Различна и их изученность.
Турнейский ярус сложен карбонатными породами, в основном известняками, наиболее пористые разности которых, являются коллекторами. Число таких пористых прослоев составляет от 1 до 8, при максимальной нефтенасыщенной толщине около 12 м. Породы в основном- известняки серые глинистые. Средняя нефтенасыщенная толщина – 3,4 м, пористость от 11,6 до 19% (в среднем 14%), проницаемость – до 0,14 мкм2, нефтенасыщенность 0,7. Залежи пластовые, сводовые.
В терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) выделяется до 8 пластов (СVI, CVI0, CV, CIV, CIV0, CII и CI).
Пласт СVI представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролита. Песчаники светло- и темно-серые в зависимости от глинистости и углистости. Толщина пласта песчаников достигает 36 м. Пористость песчаников пласта VI составляет от 22 до 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5 м. Проницаемость песчаников изменяется от 0,635 мкм2 до 1,83 мкм2.
Пласт СVI0 сложен темно-серыми сильно глинистыми известковыми песчаниками. Минеральный состав аргиллитов преимущественно гидрослюдистый. Кроме глинистого цемента отмечается кальцитовый и гипсо-ангидритовый. Толщина песчаных пластов составляет 1-2 м. Пористость в среднем по площади составляет: на Арланской - 17, на Новохазинской - 20 и на Вятской- 23%. Проницаемость по керну составляет от 0,131 мкм
2 на Вятской, до 0,540 - на Новохазинской площади.
Пласт СV представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевритами. Зерна сцементированы глинистым, углисто-глинистым, реже карбонатным цементом. Толщина песчаников этого пласта меняется в пределах от 0 до 5,0 м, преобладающая толщина – около 2 м. Проницаемость песчаников изменяется от 0,05 до 1,0 мкм2 и составляет в среднем по Арланской площади- 0,461, Николо-Березовской- 0,367, Новохазинской - 0,491 и Вятской – 0,778 мкм2. Пористость коллекторов составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта СV в среднем по площади составляет 73-76%.
Пласт СIV представлен песчаниками с глинистым цементом (минералогический состав глин - гидрослюдистый). Толщина песчаника от 0,8 до 2,2 м. Пористость изменяется от 12 до 30%, в среднем по площадям 17-22%. Проницаемость- 0,22-0,76 мкм2. Нефтенасыщенность – от 72 до 76% (в среднем по площадям).
Пласт СIVO линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2 м (в среднем 0,8-0,9 м). Пористость достигает 21% в среднем.
Нефтенасыщенность – от 65-71% (в среднем). Проницаемость до 0,2, иногда до 0,9 мкм2.
Песчаники пласта СIII крупно- мелкозернистые, сильно известковистые, в разной степени глинистые. Толщины наибольшие на Вятской площади и составляет от 3 до 5 м, на Арланской – от 1 до 6, в отдельных разрезах- до 10 м. Пористость в среднем по площадям составляет на Вятской-21%, Арланской – 24, Николо-Березовской – 20%. Нефтенасыщенность на Вятской – 89%, на Арланской и Николо-Березовской по 86%. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2.
Пласт СII основной по запасам продуктивный пласт Арланского месторождения. Толщины пласта наибольшие на Новохазинской площади (до 16 и более), наименьшие – на Вятской, где песчаники этого пласта имеются лишь в отдельных скважинах и составляют от 0,8 до 3,2 м. На Арланской и Николо- Березовской площадях толщины пласта – промежуточные 3-7 м. Мелкозернистые разности иногда алевристо-глинистые и известковистые. Кварцевые зерна цементируются обычно углистым материалом. Состав глинистого материала- полиминеральный. Пористость в среднем по площадям - 22%, кроме Вятской, где она всего 18%.
Проницаемость песчаников от 0,05 до 1,7 мкм2