Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

Содержание

Введение

1. Геолого-промысловая  характеристика Серафимовского  месторождения

1.1 Общие сведения  о районе

1.2 Орогидрография района

1.3 Характеристика  нефтегазоносных пластов

1.4 Характеристика  пластовых флюидов

1.4.1 Свойства нефти

1.4.2 Свойства пластовой  воды

1.4.3 Свойства и  состав газа

1.5 Состояние разработки  месторождения

2. Условия работы  ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”

2.1 Особенности оборудования  ШСНУ

2.2 Анализ эффективности  эксплуатации ШСНУ в условиях  ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

3. Теория подбора  оборудования и режима работы  ШСНУ

3.1 Расчет потерь  хода плунжера и длины хода  полированного штока

3.2 Нагрузки, действующие  на штанги и трубы

4. Динамометрирование и результаты исследований

5. Выбор штанговой  насосной установки и режима  ее работы с учетом деформации  штанг и труб

5.1 Исходные данные

5.2 Расчеты

6. Безопасность  и обслуживание ШСНУ в ООО  НГДУ ”Октябрьскнефть”

6.1 Основные опасности  и вредности возникающие в процессе эксплуатации месторождений в ООО НГДУ “ Октябрьскнефть”

6.2 Техника безопасности  при эксплуатации ШСНУ

6.3 Обеспечение электробезопасности

Список использованной литературы

 

Введение

Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин в  ООО НГДУ “Октябрьскнефть”. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

Основными направлениями  работ по повышению эффективности  процессов добычи нефти с применением  ШСНУ в ООО НГДУ “ОН” в последние  годы являются:

1. совершенствование  методов подбора оборудования  к условиям конкретной скважины  и режима его работы, а также  поддержание оптимальных условий  эксплуатации в течение всего  межремонтного периода;

2. разработка новых  и совершенствование существующих  технических средств для эксплуатации ШСНУ;

3. разработка и  применение специальных конструкций  насосов для добычи высоковязких  нефтей и водонефтяных эмульсий;

4. разработка и  внедрение мероприятий по экономии  электроэнергии при добыче нефти  с помощью ШСНУ.

При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают типоразмеры станка-качалки и  электродвигателя, тип и диаметр  скважинного насоса, конструкцию  колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину  хода и число качаний, конструкцию  штанговой колонны.

Как показывает практика, межремонтный период работы скважин  с установками ШСН сильно зависит  от правильности выбора конструкций  установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы  повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при  работе скважин (в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют  особые требования к проектированию работы насосного оборудования /1/.

Современными штанговыми насосными установками можно  добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

В данной работе установлен режим работы ШСНУ с учетом влияния  деформации штанг и труб скважины №796 Серафимовского месторождения.

Необходимость данных расчетов связана с установлением  оптимального режима работы ШСНУ для  достижения максимального коэффициента подачи штангового глубинного насоса.

 

1. Геолого-промысловая  характеристика Серафимовского  месторождения 

 

1.1 Общие сведения  о районе

Серафимовское месторождение расположено на территории Туймазинского района республики Башкортостан и приурочено к восточным склонам Белебеевской возвышенности.

Крупнейшими населенными  пунктами являются города Октябрьский  и Туймазы, поселки Серафимовский, Субханкулово, станция Кандры.

Основными путями сообщения  являются железная дорога Уфа-Ульяновск  с веткой Уруссы - Октябрьский и автодороги, соединяющие города Октябрьский, Бугульма, Туймазы, Уфа, поселки Уруссу и Серафимовский, имеются внутрипромысловые дороги с гравийным и асфальтовым покрытием.

Наиболее крупными реками являются река Ик, Усень с ее притоками Самсык, Бишинды, Кармалы, Имеется карстовое озеро Кандры-Куль.

Речные долины делят  территорию на отдельные гряды и  блоки высотой до 460 м и крутизной  скатов от нескольких до 10 - 15 градусов.

Климат района континентальный  с холодной продолжительной зимой  и жарким летом, с минимальной  температурой минус 45^оС в январе и максимальной плюс 36^оС в июле. Годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 273 до 348 мм. Мощность снегового покрова не превышает 0,6 м, глубина промерзания грунта 1 - 1,3 м. Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные.

Район Серафимовского месторождения расположен в лесостепной  части Башкирии. Древесная растительность занимает около 25% площади.

Основными полезными  ископаемыми является нефть. Из других полезных ископаемых можно отметить строительные материалы: глина, гравий, известняк, которые употребляются  для приготовления кирпича, глинистого раствора и др. /2/.

Рисунок 1 - Обзорная карта

1 - Мустафинское; 2 - Нурское; 3 - Амировское; 4 - Михайловское; 5 - Копей-Кубовское; 6 - Туймазинское; 8 - Субханкуловское; 9 - Серафимовское; 10 - Саннинское; 11 - Каргалинское; 12 - Ташлы-Кульское; 13 - Петропавловское; 14 - Солонцовское; 15 - Кальшалинское; 16 - Троицкое; 17 - Стахановское; 18 - Абдулловское; 19 - Суллинское; 20 - Ермекеевское; 21 - илькинское; 22 - Усень-Ивановское

1.2 Орогидрография района

Серафимовское месторождение расположено в западной части Башкирии на территории Туймазинского района.

В его строении принимают  участие рифейские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения, Леонидовская, Серафимовская, Константиновская и Болтаевская структура.

Основным продуктивным горизонтом является песчаный пласт  Д₁ пашийского горизонта, средняя глубина залегания пласта - 1690 м /2/.

Основные свойства коллекторов приведены в таблице 1.

Таблица 1

Основные свойства коллекторов

Параметры	Пределы измерений	Среднее значение
Пористость, %	6 - 22	15,7
Проницаемость, мкм2		0,126
Водонасыщенность, %		20

Отметки ВНК колеблются в пределах 1740 - 1770 м. Первоначальный режим работы залежи - упруго-водонапорный, текущий - жеско-водонапорный. Начальное пластовое давление 17 МПа, текущее 15 - 17 МПа. Пластовая температура 38 ^оС.

1.3 Характеристика  нефтегазоносных пластов

Промышленно-нефтеносными в нижнем карбоне являются песчаники угленосной толщи и приурочены к двум продуктивным пластам - верхнему и нижнему. Однако эксплуатация продуктивной угленосной толщи ведется единичными скважинами, т. к. нефть вязкая и с большим содержанием серы.

В пористых известняках  турнейского яруса - повсеместно отмечены нефтепроявления в виде примазок нефти и запаха Н₂S.

В девонской системе  нефтеносность установлена в  отложениях фаменского, франского, живейского и эйфельского ярусов. Нефть, полученная из фаменских отложений, смолистая и сернистая.

Во франском ярусе нефтепроявления в виде битуминости известняков. Промышленная нефтеносность этого яруса установлена в его нижнем отделе.

В отложениях живейского яруса нефтеносной является терригенная толщина муллинского горизонта.

На Серафимовском  месторождении выделяют три гидрогеологических комплексов - верхний, средний и нижний. В верхний комплекс входят поверхностные и грунтовые воды, воды татарского, казанского и уфимского ярусов. В средний водоносный комплекс включаются водоносные горизонты пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатных отложений карбона /2/.

1.4 Характеристика  пластовых флюидов 

 

1.4.1 Свойства нефти

Свойства и состав пластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 2 – 5 /2/.

Таблица 2

Свойства пластовых нефтей

Показатели	Горизонты
	Д-I	Д-II
Давление насыщения, МПа	9,22	9,00
Удельный объем  при Рнас	1,0082	1,0087
Коэффициент сжимаемости	9,83	10,2
Плотность, г/см	0,788	0,779
Вязкость , мПа с	2,43	1,78
Объемный коэффициент	1,15	1,16
Газосодержание, м3/м3	52,0	51,8

Таблица 3

Состав пластовой  нефти

Компоненты	Содержание
	Д-I	Д-II
N2	4,46	3,91
CH4	13,29	12,39
C2H6	5,3	7,01
C3H8	8,85	9,62
С4Н10	1,34	1,73
С5Н12	1,09	0,71
С6Н14+ высшее	9,4	8,08

 

Таблица 4

Свойства поверхностных нефтей

Показатели	Горизонты
	Д-I	Д-II
Удельный вес, гр/см3	0,853	0,848
Кинематическая  вязкость, мм2/с	15	15
Парафина, %	4,46	4,88
Асфальтенов, %	8,9	8,4
Селикогенов, %	8,0	10,9
Серы, %	1,5	1,13

Таблица 5

Состав поверхностных нефтей

Компоненты	Содержание
	Д-I	Д-II
C2H6	0,34	0,58
C3H8	2,60	0,70
С4Н10	1,02	1,38
С5Н12	0,91	0,52
С6Н14+ высшее	13,47	12,81

1.4.2 Свойства пластовой  воды

Пластовая вода залежей  Серафимовской группы месторождений насыщена растворимыми минеральных солей. Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации колеблются от 756 до 827 мг.экв/л.

Из микроэлементов в водах обнаружены: J₂, NH₄, К, Fe.

Удельный вес  воды колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см³, в среднем удельный вес воды пласта Д₁ равен 1,1847 г/см³, пласта Д_II - 1,1889 г/см³ /2/.

Вязкость девонской  воды в пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см³. По классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

 

1.4.3 Свойства и  состав газа

Добываемый газ  является попутным. Все газы относятся  к категории жирных, содержат достаточное  количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат сероводорода и углекислоты.

Выход газа на Серафимовском  месторождении сравнительно высок  и составляет 8,9 - 9,8 % . Количество азота  в девонских пластах сравнительно небольшое 12,9 - 9,9 %. Количество метана изменяется от 33,9 до 34,9 % /2/.

Состав газа приведен в таблице 6.

Таблица 6

Состав газа, растворенного  в нефти

Компоненты	Содержание
	Д-I	Д-II
N2	12,86	9,9
CH4	34,9	33,94
C2H6	16,48	18,6
C3H8	22,7	21,8
С4Н10	1,6	2,42
nС5Н12	0,73	1,0
nС6Н14+ высшее	3,22	4,2

1.5 Состояние разработки  месторождения

Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д₁ в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.

Характеристика  фонда скважин представлена в  таблице 7.

 

Таблица 7

Характеристика  фонда нагнетательных и добывающих скважин

Фонд добывающих скважин	Действующий фонд (всего)	176
	ЭЦН	4
	ШГН	172
	Бездействующие (всего)	6
	В КРС и ожидании КРС	1
	Нерентабельные	1
	Прочие	4
	Эксплуатационный  фонд	182
	В консервации	16
	В том числе нерентабельные	15
	Пьезометрические	22
	Ожидающие ликвидации	2
Фонд добывающих скважин	Ликвидированные после  бурения	13
	Ликвидированные эксплуатационные	9
	В том числе наблюдательные	2
	Контрольные (всего)	24
	Итого в фонде  добывающих	246
Фонд нагнетательных скважин	Действующий фонд	39
	В том числе внутриконтурные	36
	Эксплуатационный  фонд	39
	Ликвидированные	3
	Водозаборные	1
	Итого в фонде  нагнетательных	43
	Всего пробуренных  скважин	289
Средний дебит	1 добывающая скважина:	19,9
	Нефть/жидкость, т/сут	6,1
	1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут	9/80,1
	1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут	1,7/4,4