Радаевский горизонт, пласт Рд
Пласт Т
Основным промышленно-нефтеносным объектом на Степановском месторождении является пласт Т. В исследуемом интервале продуктивными являются турнейские карбонатные породы, облегающие нижележащие фаменские рифогенные образования. Разрез турнейской толщи по керну представлен чередованием пористых и уплотненных разностей известняков и доломитов.
Промышленная нефтеносность пласта Т установлена в разведочный период в скважине 2, где при испытании в колонне получили дебит нефти от 18,8 до 50,5 т/сут (на трех режимах ГДИ) и подтверждена результатами его продолжительной эксплуатации в 22 добывающих скважинах.
Оценить емкостно-фильтрационную характеристику продуктивной части турнейского разреза по керновым данным крайне сложно, так как вынос керна из продуктивной части этих отложений составляет 14,1 % от проходки в 8 скважинах. По имеющимся данным нефтенасыщенная часть разреза по керну имеет относительно невысокие коллекторские свойства, составляя в среднем: пористость – 11,9 %, проницаемость – 11*10-3 мкм2, в водонасыщенной части – 11 %, и 78*10-3 мкм2, в неэффективной подошвенной части разреза отмечались секущие трещины, заполненные сульфатами.
Геофизическая характеристика разреза изучена достаточно подробно, так как пласт вскрыт в 94 % пробуренного на месторождении фонда скважин в связи с углублением проектных скважин вышележащих пластов, при этом плотность сетки скважин при разбуривание в контуре нефтеносности нижележащего объекта – пласта Т, составила 3,9 га/скв.
В центральной части залежи в подошве продуктивного разреза по ГИС в 50 % скважин выделяется плотный раздел толщиной от 13,5 м до 33 м, отделяющий турнейскую нефтяную часть разреза от водоносной. Ранее, при оперативном подсчете запасов нефти, в пределах турнейских отложений были выделены три пласта. Анализ комплекса ГИС исследуемого разреза показывает плохую коррелируемость разреза. В связи с этим, турнейские отложения в последнем подсчете запасов нефти рассматриваются как единая гидродинамическая система, классифицируя ее как пластово-сводовую залежь.
От вышележащего радаевского пласта верхняя проницаемая часть пласта Т отделяется плотным разделом толщиной от 3 до 24 м.
Общая толщина пласта находится в пределах 52,2 – 62,9 м, в среднем равна 55,9 м. Эффективная толщина изменялась по скважинам от 7,6 до 24,6 м, средняя составляет 18,1 м. Отношение эффективной толщины к общей составляет 0,324.
Турнейские отложения имеют высокую расчлененность. В составе пласта Т выделяют до 32 проницаемых прослев толщиной от 0,4 до 3,5 м. Коэффициент расчлененности в среднем равен 21.
Пласт Т на поднятии вскрыт при бурении в 66 скважинах, его испытание в колонне в разведочный период (1966-68 гг.) проведено в трех скважинах, из которых в скважине 2, пробуренной в сводовой части поднятия, получен приток безводной нефти дебитом от 18,8 до 50,5 т/сут, в скважинах 8 и 13, попавших за контур нефтеносности, получены притоки воды дебитом 38,5 м3/сут и 5,9 м3/сут соответственно.
Промышленная значимость залежи пласта Т подтверждена результатами опробования 22 добывающих скважин, вступивших в эксплуатацию с дебитами нефти от 2,6 до 24,0 т/сут.
Водонефтяной контакт определяется как по скважинам, пробуренным в разведочный период, так и по 10 добывающим скважинам, пробуренным в начальные годы разработки (до 1988 г.) в краевой части залежи. По 11 скважинам по ГИС подошва нефти с учетом проницаемого пропластка находится на абсолютных отметках от -1312,2 м до -1313,1 м, что позволяется принять начальное положение ВНК на абсолютной отметке -1313 м.
Размеры залежи в пределах ВНК равны 4,25x4,25 км, этаж нефтеносности составляет 79,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 22 м, в среднем равна 10,1 м, средневзвешенная по объему величина – 12,2 м.
Радаевский горизонт, пласт Рд
В радаевском горизонте, представленного терригенными отложениями, выделяется проницаемый пласт Мл, общая толщина которого изменяется от 16 до 32 м. От вышележащего пласта Бб2 пласт Мл отделен аргиллитовым разделом толщиной 3-5 м, чаще 3 м. В 13,8 % скважин пласт Мл замещен плотными породами, в 21,8 % имеет толщину <2 м. Зона отсутствия коллекторов и низких толщин распространена в южной части структуры, в связи с чем в разработке находится северная часть пласта.
Промышленная нефтеносность доказана опробованием в разведочной скважине 2 и последующей эксплуатацией в колонне в 19 скважинах, в которых получены дебиты нефти от 2 т/сут до 13 т/сут.
Эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 16 м, в среднем равна 5,6 м. Имеет место ее увеличение, как и общей толщины, в северо-восточном направлении (до 12-16 м в скважинах 127, 136, 137, 143). Отношение средней эффективной толщины к общей равно 0,38. Пласт Мл в зоне эффективных нефтенасыщенных толщин >4 м, где расположен основной фонд добывающих скважин, состоит из 2-5 пропластков толщиной от 0,4 до 6,6 м, в среднем коэффициент расчлененности равен 2,7.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1307 м по ГИС 10 скважин и результатам испытания в колонне в 6 из них.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 84,7 м.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 до 16 м, в зоне разработки от 4 до 16 м и в среднем составляют 5,4 м и 6,9 м соответственно. Средневзвешенная по объему нефтенасыщенная толщина в целом по месторождению равна 4,9 м.
Бобриковский горизонт, пласт Бб2
Пласт Бб2 залегает в нижней части бобриковского горизонта и отделяется от вышележащего пласта Бб1 аргиллитами толщиной в 2-3 м, вскрыт при бурении в 66 скважинах. В северо-восточной, центральной и юго-восточной частях структуры пласт замещается плотными породами в 56% скважин. На остальной части площади состоит из 1 проницаемого прослоя толщиной 0,8-3,2 м.
Общая толщина пласта колеблется в пределах 5,2 – 9,8 м, составляя в среднем 7,6 м. Эффективная толщина изменяется от 0,8 м до 3,2 м, наибольшие значения отмечаются на западе Степановского поднятия и в районе скважины 13. Коэффициент песчанистости – 0,18, коэффициент расчлененности – 1.
Пласт Бб2 промышленно нефтеносен на Степановском поднятии и на небольшом, экранированном с трех сторон поднятии в районе скв.13, что подтверждается получением нефти в скв.13, 118, 119, 124, 126, 140. Начальные дебиты нефти при испытании 2,8 т/сут – 10,4 т/сут.
Водонефтяной контакт на Степановском поднятии принят на абсолютной отметке -1301 м, а в районе скважины 13 -1302 м по результатам ГИС в девяти скважинах и испытании в шести из них.
Тип залежи на Степановском поднятии – пластовая сводовая литологически экранированная с северо-востока и юга. Размеры залежи в пределах ВНК 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 84,3 м.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 3,2 м, при средневзвешенной по объему 1,5 м.
Размер залежи в районе скважины 13 – 1,0х0,8 км, этаж нефтеносности 3,4 м. Залежь пластовая сводовая.
Пласт Бб1
Пласт Бб1 залегает в верхней части бобриковского горизонта и отделается от вышележащего пласта Тл2-б плотным разделом толщиной 5 – 9 м.
В юго-западной части и частично в центре месторождения пласт замещен плотными породами (30 %), в остальных скважинах состоит, в основном, из одного пропластка толщиной от 0,6 до 2,4 м, чаще 1 – 1,2 м. Общая толщина пласта, изменяясь от 7,1 до 12,8 м, в среднем равна 9,8 м. Эффективная толщина меняется от 0,6 до 3,8 м, в среднем ее значение равно 1,3 м. Наибольшее ее значение наблюдается на северо-западе структуры.
Коэффициент песчанистости равен 0,13, коэффициент расчлененности 1,1.
Нефтеносность пласта установлена результатами испытания в скважине 141, в которой получена нефть дебитом 3,7 т/сут и при совместном испытании с пластами Бб2 и Тл2-б в скважине 126.
Водонефтяной контакт принят по ГИС десяти скважин с учетом результатов испытания и находится на абсолютной отметке -1290 м .
Тип залежи – пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 77,8 м.
Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны Степановского поднятия изменяется от 0,6 до 3,8 м, при средневзвешенном по объему значении 1,2 м.
Тульский горизонт, пласт Тл2-б
Пласт залегает в нижней части терригенных отложений тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл2-а отделяется плотным разделом толщиной 4-8 м. В западной, северо-западной и юго-восточной частях поднятия, а также в районе скважин 103, 171 в центре поднятия (20% скважин) пласт полностью замещен плотными породами. В остальных скважинах пласт состоит из 1-3, чаще из 1 пропластков толщиной от 0,8 до 5,2 м.
Общая толщина пласта составляет 6,8 – 12,1 м, в среднем равна 8,9 м. Эффективная толщина, при ее изменениях от 0,8 м до 5,2 м, в среднем равна 2,2 м. Наибольшее ее значение наблюдается в юго-восточной части структуры.
Пласт состоит из 1 – 2 пропластков, толщиной 0,4 – 1,2 м. Коэффициент песчанистости равен 0,247, коэффициент расчлененности – 1,2.
Пласт Тл2-б промышленно нефтеносен на Степановском поднятии. Нефтеносность пласта подтверждается результатами испытания скважин 2, 126, 163, 300, в которых получена нефть дебитом 4,2 т/сут – 33,3 т/сут.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1260 м, по результатам ГИС в 10 приконтурных скважинах с учетом результатов испытания.
Тип залежи – пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 3,75х3,25 км, этаж нефтеносности 55,9 м.
Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,8 до 5,2 м, при средневзвешенной по объему 2,1 м.
Тульский пласт Тл2-а
Пласт залегает в кровле терригенной части тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл1-в отделяется плотным разделом толщиной в 2 м.
В 15 % скважин пласт замещен плотными породами (в виде отдельных линз).
Общая толщина пласта колеблется от 4,6 до 9,4 м, чаще составляет 7-9 м, в среднем равна 7,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 до 4,4 м. Наибольшая отмечена на юго-востоке структуры (скв. 142, 141, 128), ее среднее значение равно 1,7 м. В пласте выделяются 1-2, реже 3 пропластка толщиной 0,6-4,4 м.
Коэффициент песчанистости равен 0,218 коэффициент расчлененности – 1,9.
Пласт Тл2-а промышленно нефтеносен на Степановском поднятии, что подтверждают результаты испытания скважин 128, 129, 141, в которых получена нефть дебитом 2,8 – 3,4 т/сут.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1268 м по ГИС 11 приконтурных скважин и результатам испытания.
Тип залежи – пластовая сводовая. Размеры залежи 5,0х4,75 км, этаж нефтеносности 72,9 м.
Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,5 до 3,6 м, при средневзвешенной по объему 1,4 м.
Тульский пласт Тл1-в
В кровле терригенной части тульского горизонта выделяется проницаемый пласт Тл1-в, пласт не выдержан по площади. В 58 % пробуренных скважин он замещен плотными породами.
Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 8,3 м и составляет в среднем 5,4 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 м до 1,0 м, составляя в среднем 0,8 м, наибольшее значение в скважине 140 на востоке структуры и представлена, в основном, одним пропластком.
Коэффициент песчанистости равен 0,148, коэффициент расчлененности 1.
Нефтяные залежи выделены на Степановском поднятии, а так же в районе скв.13. Нефтеносность их подтверждена результатами испытания скв.13, в которой получена нефть дебитом 1,4 т/сут. На Степановском поднятии испытания в колоне не проводились.
Водонефтяные контакты для залежи Степановского поднятия и залежи в районе скважины 13 предлагается принять на абсолютных отметках -1257 м и -1264 м соответственно.
Залежь на Степановском поднятии относится к типу пластовой сводовой литологически экранированной, в районе скважины 13 – водоплавающая.
Размеры залежи на Степановском поднятии 3х3 км, этаж нефтеносности 72,9 м, в районе скв.13 – 1,0х0,75 км, этаж нефтеносности 3,8 м.
Нефтенасыщенная толщина пласта Тл1-в на Степановском поднятии, изменяясь от 0,6 м до 1 м, в среднем равна 0,8 м. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважиной 13 равна 0,6 м.
Башкирский пласт Бш
Проницаемый пласт Бш, в разрезе которого на большинстве месторождений Пермского Прикамья прослеживается три пласта (сверху вниз: Бш1, Бш2, Бш3) на Степановском месторождении по данным ГИС нефтеносен, в основном в верхней части разреза(пласт Бш1, а в сводовых скважинах частично так же пласт Бш2). Эта часть разреза освещена результатами опробования в скважинах 13, 400, 401, по которым установлено, что они являются единой гидродинамической системой с единым ВНК.
Общая толщина пласта (Бш1+Бш2) с учетом аналогов равна 36,4 – 73,5 м (средняя – 54,5 м), толщина эффективной части 1,8 – 20,4 м (средняя 10,2 м). Наибольшие значения эффективной толщины отмечены в центральной части поднятия (скв.115, 148, 110, 200, 132, 106).
В составе пласта выделяется от 1 до 15 проницаемых прослоев, толщиной от 0,4 до 2,6 м. Отношение эффективной толщины к общей равно 0,18 , коэффициент расчлененности 11,9.
К пласту Бш приурочено две залежи нефти: на Степановском поднятии и на поднятии в районе скважины 13. Промышленная нефтеносность этих залежей подтверждается результатами испытания в колонне скважин 13, 400 и 401, в которых получены притоки нефти 1,6 – 1,7 т/сут, в процессе эксплуатации дебиты нефти после проведения мероприятий в ПЗП доходили до 9 – 13 т/сут.
Водонефтяной контакт на Степановском поднятии по ГИС и результатам опробования принят на абсолютной отметке -901 м. Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры залежи в пределах ВНК 4,25х4,25 км, этаж нефтеносности составляет 33,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина закономерно уменьшается от свода залежи к периферии и составляет 0,6 – 9 м при среднем значении 4,1м и средневзвешенном значении по объему – 3,5 м.
Водонефтяной контакт залежи в районе скв.13 принят на абсолютной отметке -903. Залежь нефти пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры залежи в пределах принятого ВНК 1,3х0,8 км, этаж нефтеносности 4,5 м. Значения нефтенасыщенной толщины изменяются от 0,8 до 1,6 м, при средневзвешенном по объему значении 0,8 м.
Верейский пласт В3
В подошве верейского горизонта согласно номенклатуре пластов Пермского Прикамья по ГИС и опробованию выделяются проницаемые пласты В3 и В4. Так как плотная перемычка между пластами небольшая (2 м), то они как правило рассматриваются как единое целое В3+В4.
Как показал анализ материалов, проницаемый пласт В4 присутствует в 21 % скважин, эффективная толщина его колеблется от 0,6 до 1,2 м, во всех скважинах пласт водонасыщен. В остальных 79 % скважин пласт замещен плотными породами. Следует отметить, что ни в одной скважине он не испытан.
В настоящем отчете рассматривается продуктивный пласт в объеме пласта В3.
Общая толщина пласта с учетом аналогов выдержана в пределах 8,1– 9,3 м, лишь в одной скважине 123 пласт замещен полностью плотными породами. Наибольшие значения эффективной толщины отмечены в центральной части месторождения.
В составе пласта выделяется 1-4 проницаемых пропластка, чаще – 3, толщиной от 0,4 м до 3,8 м. Отношение эффективной толщины к общей равно 0,423, коэффициент расчлененности 2,9.
К пласту В3 приурочено две залежи нефти: на Степановском поднятии и в районе скважины 13.
Водонефтяной контакт залежи на Степановском поднятии принят на абсолютной отметке -864 м по результатам ГИС 14 скважин и результатам испытания трех из них.
Размеры залежи в пределах принятого ВНК 3,4х3,2 км, этаж нефтеносности 22 м. Залежь нефти пластовая сводовая. Значения нефтенасыщенной толщины в составляют 0,6 – 5,0 м, при средневзвешенной величине 3,1 м. Объем нефтяной зоны составляет 77,1 %, водонефтяной 22,9 %.
Водонефтяной контакт для залежи в районе скважины 13 принят на абсолютной отметке -879 м. Размеры залежи в пределах ВНК 1,4х1,0 км, этаж нефтеносности 6,5 м. Тип залежи – пластовая сводовая, средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины равно 2,1 м.
2 Техническая часть
2.1 Общие сведения о методах борьбы с АСПО
Наиболее часто АСПО образуются в скважинах имеющих дебиты менее 20 м3/сут. Причем среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м 3/сут.
К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:
- подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперстности водонефтяного потока;
- применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;
- применение НКТ с покрытием;
- установка скребков на штангах;
- увеличение производительности глубинных насосов, т.е. увеличение скорости подъема жидкости.
Подбор режима откачки предусматривает такие условия, чтобы предотвратить отложения парафина, В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100м., увеличивает температуру на приеме насоса на 3-4º С ), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира, за счет дополнительного веса штанг.
Инженерно-технологическая служба цеха планирует и осуществляет мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной разработки месторождения, наличие тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода борьбы с АСПО являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на одну скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации, исходя из накопленного опыта, могут быть сделаны.
Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов: механические, химические, физические, применение защитных покрытий.
Механические методы
Для категорий скважин, в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа, наиболее дешевым и технологически эффективным является применение механического метода борьбы с АСПО:
- магнитные аппараты;
- скребки – центраторы.
При применении механического метода борьбы с АСПО необходимо учитывать возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах, в частности возможность роста частоты обрывов и отворотов штанг при длительной работе скважин оборудованных скребками.
Для защиты глубинно-насосного оборудования от АСПО в малодебитных скважинах, были опробованны сочетание лифтов с полуавтоматической установкой ПАДУ-3 обеспечивающей очистку лифта скребками.
Тепловые методы
Тепловые методы борьбы с АСПО - это периодическая обработка скважин:
- Промывка горячей нефтью с применением специального агрегата АДП.
- Очистка НКТ от парафина бригадой ТКРС перегретым паром от ППУ.
- Промывка лифта скважины горячей водой с добавлением ПАВ.
Главным недостатком первого метода является малая зона прогрева, в следствии потерь тепла в окружающую среду, что делает его не эффективным как самостоятельный на поздней стадии разработки месторождения.
Физические методы
К группе физических, относится также метод воздействия на продукцию скважины постоянным магнитным полем создаваемым специальными устройствами - магнитными активаторами.
Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью ППУ.
Химические методы
Наиболее распространенным, методом в этой группе являются промывка скважин нефтедистиллятной смесью, что связано с относительной простотой технологии проведения обработок и доступностью промывочного раствора, в качестве которого используется смесь обезвоженной нефти и дистиллята в различных соотношениях.
2.2 Характеристика используемого оборудования
Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин метод промывки. При промывке горячей нефтью, горячей водой с моющими элементами и паром используются автоцистерны и промывочные агрегаты.
Доставка промывочного раствора на скважину осуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН-7,5-5334, АЦН-11-257 , АЦ-15-5320/8350, АЦ-16П.
Таблица 1 – Техническая характеристика автоцистерн показана
| Автоцистерна Транспортная база Грузоподъемность, т Наибольшая скорость передвижения с полной нагрузкой, км/ч Тяговый двигатель-четырёхконтактовый дизель Номинальная мощность (при п=2100 мин-1), кВт Вместительность цистерны | АЦН-11-257 КрАЗ-257Б1А ЯМЗ-238 176,5 | АЦН-7,5-5334 МАЗ-5334 7,2 ЯМЗ-236 7,5 | ЦР-7АП КрАЗ-255 7,5 ЯМЗ-238 176,5 7,5 |
Рисунок 1
Нефтепромысловая автоцистерна АЦН-11-257 рисунок 1:
1 - цистерна; 2 - установка искрогасителя; 3 - установка фары и тахометра; 4 - автошасси КрАЗ-257131А; 5 - огнетушитель ОУ-2; 6 - насосный блок; 7 — система самовсасывания; 8 — манифольд.
Для промывки скважин применяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосные установки УН1-100х200, УН1Т-100х200. Все агрегаты имеют трубки высокого давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательной линии.
Таблица 2 – Техническая характеристика ЦА-320М
| Монтажная база Силовая установка: марка тип двигателя Наиб.мощн. при частоте вращ. вала дв-ля 2800мин-1, л.с. Наибольшая подача насоса, л/с. Наибольшее давление, МПа Водопадающий насос Наибольшая подача, л/с. Наибольшее давление, МПа | КрАЗ-257 5УС-70 ГАЗ-51 9Т 1В 1,5 | |
| Объём мерной ёмкости, м3 Диам.проходн. сечения коллектора, мм приёмного нагнетательного Вспомогательный трубопровод число труб общая длина, м Масса агрегата, кг без заправки заправленного Габаритные размеры, мм | 6,4 10425х2650х3225 |
Рисунок 2 – Цементировочный агрегат ЦА-320М
1-шасси автомобиля; 2-коробка отбора мощности; 3- блок водоподающий с центробежным насосом; 4- насос НЦ-320; 5- колено шарнирное 50х70; 6- колено шарнирное сдвоенное 50х70; 7- бак мерный с донными клапанами; 8- бачок цементный; 9- манифольд; 10- труба L=4065; 11- труба L=2065;12- труба L=1140.
Техника и оборудование при паротепловой обработке
Установка ППУА-1200/100
Предназначена для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземных коммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же при монтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогрева оборудования.
Включает в себя парогенератор, водяную, топливную и воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование и вспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленной на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрыто металлической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.
Рисунок 3 – Фотогрфия установки ППУА-1200/100
Агрегаты АДПМ
Предназначены для депарафинизации скважин горячей нефтью. Агрегат, смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ 255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагнетательный насос, системы топливо и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы. 
Рисунок 4 – Агрегат АДПМ 12/150
Привод механизмов агрегата - от двигателя автомобиля, где размещены основные контрольно- измерительные приборы и элементы управления.
Нефть, подвозимая в автоцистернах, закачивается насосом агрегата и прокачивается под давлением через нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть подается в скважину, где расплавляет отложения парафина и выносит их в промысловую систему сбора нефти.
ПАДУ-3М
Полуавтоматическая депарафинизирующая установка типа ПАДУ-3М предназначена для механической очистки от парафина внутренней полости лифтовых труб фонтанных, компрессорных и оборудованных электрическими погружными насосами нефтедобывающих скважин.
Очистка лифтовых труб от парафина производится скребком, закрепленным на проволоке. Движение скребка вниз осуществляется под действием силы тяжести скребка и груза. Для облегчения движения скребка при спуске сальник ослабляется, а скребок, двигаясь, уменьшается в поперечном сечении. Подъем скребка, осуществляется за счет тягового усилия лебедки.
Рисунок 5 – ПАДУ-3М
Установка ПАДУ-3М работает в полуавтоматическом режиме, для чего предусмотрено тормозное устройство. Подъем скребка производится автоматически с помощью электродвигателя. Результаты спуско-подъемных операций скребка заносятся в вахтовый журнал и передаются диспетчеру промысла.
Таблица 3 – Техническая характеристика ПАДУ-3М
| Максимальная глубина очистки Число скребков Усилие срабатывания предохранительного устройства, кг Мотор-редуктор Электродвигатель N, кВт п, об/мин Скорость подъема скребка, м/сек Скорость спуска скребка, м/сек Электропитание: -род тока -напряжение, В -частота, Гц | МЧ-80 1,1 0,32-0,45 0,5-2 Переменный, 3х фазный |
Скребки-центраторы
Они обеспечивают очистку насосно - компрессорных труб и штанг от парафина. Скребки различных конструкций изготовляются из полимерных материалов Скребки - центраторы жестко фиксируются на теле штанги, а между ними располагаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО с тела штанги, а неподвижные - с внутренней поверхности НКТ.
Скребок - центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функции скребка и предохраняет от износа систему «труба-штанга-муфта».
При применении скребков - центраторов вместе со штанговращателем достигается предотвращение парафинизации и защита от износа насосных штанг, муфт, НКТ. Косые пазы, выполненные по периметру рабочей поверхности скребка, обеспечивают достаточный проток жидкости.
Рисунок 6 – Скребки-центраторы
Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. При этом происходит соскабливание парафина со стенок труб в процессе работы скважины.
Срок службы скребка по паспорту 5-7 лет. Результаты показывают, что применение скребков-центраторов весьма эффективно. Об этом свидетельствуют увеличение дебита, увеличение коэффициента эксплуатации оборудования, увеличение межремонтного периода.
Штанги с направленными скребками применяют в сочетании со штанговращателем ШВЛ-10 механического действия.
Штанговращатели ШВЛ-10 обеспечивают медленное поворачивание колонны, штанг и плунжера (на заворот) при возвратно-поступательном движении штока. Штанговращатели применяют при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера насоса, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения на колонне штанг скребков для очистки колонны НКТ от отложений парафина.
Рисунок 7 – Штанговращатель
Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6-8 мм) с рамой станка- качалки. Для надежной работы ШВЛ-10 необходимо при монтаже обеспечить такое натяжение каната, соединяющего рычаг штанговращателя с рамой станка-качалки, при котором за один ход устьевого штока соединенный с концом рычага, натягивается и перемещает вверх храповое колесо штанговращателя на один зуб. При движении вниз он ослабляется, а канат натягивается и возвращается в первоначальное положение. Рычаг соединяется канатом диаметром 6-9 мм с рамой станка-качалки.
Установка дозированной подачи химреагента УДПХ
Установка предназначена для автоматизированного дозированного ввода химреагентов в трубопроводы промысловых систем сбора, транспорта и подготовки нефти, в трубопроводы системы поддержания пластового давления, в нагнетательные и добывающие скважины с целью защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования от коррозии и предотвращения отложений солей и парафина, деэмульгирования водонефтяной смеси.
Рисунок 8 – Установка блочной (непрерывной) подачи реагента
Дозатор реагента глубинный ДРГ
Дозатор реагента глубинный типа ДРГ - предназначен для дозировки различных ингибиторов с плотностью менее 1 г/см3 в добываемую нефть на забое нефтяных скважин для растворения парафино-смолистых веществ с целью предотвращения отложения их на внутренних поверхностях эксплуатационных труб (НКТ) и повышения КПД погружных насосов.
Принцип работы дозатора основан на вытеснении реагента из контейнера пластовой жидкостью под действием гидростатического давления через инжекторы. Дозировка реагента регулируется путем замены инжекторов с отверстиями различного диаметра в пределах диаметра от 0,3 до 3 мм.
Дозатор реагента глубинный типа ДРГ устанавливается между контейнером реагента и глубинным насосом (ШГН).
Дозатор позволяет экономно расходовать дорогостоящие реагенты. Реагент дозируется только при работе насоса. При каждом подъёме насоса (при ПРС) контейнер дополняется реагентом.
Автоматизированный саморегулируемый линейный нагреватель АСЛН-1
Предназначен для поддержания температуры потока жидкости по стволу нефтедобывающих скважин в заданных пределах с целью предотвращения образования АСПО на внутренних стенках НКТ. АСЛН-1 конструктивно состоит из нагревательной и электронной частей.
Рисунок 9 – АСЛН-1
Нагревательная часть представляет собой греющий кабель с оконцовочным устройством. Тип кабеля, сечение и материал токопроводящих жил определяются после теплового расчета и зависят, в первую очередь, от режима нефтедобычи, степени вязкости добываемого флюида, интервала и интенсивности отложений АСПО.
Магнитный скважинный активатор
Аппараты магнитной обработки предотвращают образование парафина и коррозию в трубопроводе нефтяной скважины или линиях перекачки.
Магнитный активатор изменяет химические, механические и электрические свойства сырья, поскольку оно подвергается воздействию циклических магнитных полей. Эти изменения приводят к изменению температуры кристаллизации парафинов, изменяют кинетику процесса кристаллизации. Аппарат уменьшает или устраняет механическое сцепление вязких парафинов друг с другом, сохраняя эти парафины растворенными.
Физические свойства сырой нефти значительно изменяются аппаратом магнитной обработки.
Удаляет парафиновые отложения и решает проблемы коррозии. Улучшает производительность скважины, исключая затраты на контроль парафинов и время простоя
2.3 Анализ проводимых мероприятий борьбы с АСПО на Степановском месторождении
Греющий кабель установлен на скважинах №171,106,102,146
Рисунок 10 Межочистной период на скважинах №171,106,102,146 до и после внедрения греющего кабеля
Из диаграммы видно, что на скважине №171 межочистной период увеличился на 305 дней, а на скважинах №106,102,146 промывки вообще даже не понадобились.
Магнитные активаторы введены на скважинах №102,401,113.
Штанговые скребки введены на скважинах № 124,147,300.
УБПР в затрубъе установлено на скважинах№ 110,109,104,154,118,106,115.
Рисунок 11 Межочистной период на скважинах №109,107,104,154,118 до и после внедрения УБПР в затрубъе
Из диаграммы видно что УБПР в затрубъе существенно влияет на количество промывок в году и тем самым снижает затраты на эксплуатацию данных скважин.
УБПР на прием насоса установлено на скважинах № 107,104,111,154,118,145.
Глубинные дозаторы установлены (ДРГ) на скважинах №2,300.
2.4 Спецвопрос. Анализ добывных возможностей скважин и технологический режимов
Анализ добывных возможностей скважин
1 Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока
м3/ сут*Мпа, (1)
где:
Qф – фактический дебит, (м3/сут.)
Р пл.- пластовое давление, (МПа)
Р заб- забойное давление, (МПа)
| № скв. | Qф | Рпл | Рзаб |
| 6,70 | 6,48 | 5,46 | |
| 11,00 | 8,65 | 5,36 | |
| 8,00 | 14,87 | 5,69 | |
| 0,80 | 12,01 | 4,41 | |
| 5,30 | 11,13 | 7,57 | |
| 8,00 | 14,88 | 5,16 | |
| 6,00 | 11,50 | 7,40 | |
| 3,60 | 8,08 | 4,60 | |
| 4,00 | 9,44 | 6,08 | |
| 1,10 | 8,63 | 3,10 | |
| 6,90 | 9,62 | 5,55 | |
| 4,70 | 10,83 | 6,71 | |
| 0,20 | 8,65 | 3,88 | |
| 10,00 | 10,16 | 5,20 | |
| 2,90 | 11,55 | 4,51 |
Таблица 3 Данные для расчетов
2 Определение максимально допустимого забойного давления из условия:
(если nв>50%) (МПа) (2)
(если nв<50%) (МПа), (3)
где
Pнас - давление насыщения (МПа)
nв -обводнённость продукции (%)
| № скв. | Рнас | nв |
| 8,10 | 25,60 | |
| 8,10 | 14,20 | |
| 8,10 | 51,00 | |
| 8,10 | 13,00 | |
| 8,10 | 65,40 | |
| 8,10 | 60,00 | |
| 8,10 | 82,00 | |
| 8,00 | 8,00 | |
| 8,00 | 62,20 | |
| 8,00 | 6,00 | |
| 8,00 | 15,00 | |
| 8,00 | 42,90 | |
| 8,00 | 6,00 | |
| 8,00 | 9,00 | |
| 8,00 | 90,00 |
Таблица 4 Данные для расчетов
3 Определение максимально допустимого дебита скважин
(м3/МПа * сут) (4)
| № скв. | Рпл | К | Pmax д |
| 6,48 | 6,56 | 2,43 | |
| 8,65 | 3,43 | 2,43 | |
| 14,87 | 0,87 | 6,07 | |
| 12,01 | 0,10 | 2,43 | |
| 11,13 | 1,48 | 6,07 | |
| 14,88 | 0,82 | 6,07 | |
| 11,50 | 1,46 | 6,07 | |
| 8,08 | 1,03 | 2,40 | |
| 9,44 | 1,19 | 6,00 | |
| 8,63 | 0,19 | 2,40 | |
| 9,62 | 1,69 | 2,40 | |
| 10,83 | 1,14 | 2,40 | |
| 8,65 | 0,04 | 2,40 | |
| 10,16 | 2,02 | 2,40 | |
| 11,55 | 0,41 | 6,00 |
Таблица 5 Данные для расчетов
4 Определение разности дебитов
(м3/МПа *сут) (5)
| № скв. | Qф | Qmax д |
| 6,70 | 26,56 | |
| 11,00 | 21,33 | |
| 8,00 | 7,65 | |
| 0,80 | 0,95 | |
| 5,30 | 7,48 | |
| 8,00 | 7,22 | |
| 6,00 | 7,92 | |
| 3,60 | 5,85 | |
| 4,00 | 4,09 | |
| 1,10 | 1,18 | |
| 6,90 | 12,20 | |
| 4,70 | 9,61 | |
| 0,20 | 0,26 | |
| 10,00 | 15,64 | |
| 2,90 | 2,29 |
Таблица 6 Данные для расчетов
| . |
| Лист |
| Техническая часть |
| Дата |
| Изм. |
| Лист |
| № документа |
| Подпись |
| № скважины | К (м3/МПа *сут) | Рмах..доп (МПа) | Qмах..доп (м3/МПа *сут) | Q (м3/МПа *сут) |
| 6,56 | 2,43 | 26,56 | 19,86 | |
| 3,43 | 2,43 | 21,33 | 10,33 | |
| 0,87 | 6,07 | 7,65 | -0,35 | |
| 0,1 | 2,43 | 0,95 | 0,15 | |
| 1,48 | 6,07 | 7,48 | 2,18 | |
| 0,82 | 6,07 | 7,22 | -0,78 | |
| 1,46 | 6,07 | 7,92 | 1,92 | |
| 1,03 | 2,4 | 5,85 | 2,29 | |
| 1,19 | 4,09 | 0,9 | ||
| 0,19 | 2,4 | 1,18 | 0,08 | |
| 1,69 | 2,4 | 12,2 | 5,3 | |
| 1,14 | 2,4 | 9,61 | 4,91 | |
| 0,041 | 2,4 | 0,256 | 0,056 | |
| 2,016 | 2,4 | 15,64 | 5,65 | |
| 0,414 | 2,29 | -0,61 |
Из сводной таблицы по разности между максимально допустимым и фактическим дебитом видно, что зничительных отрицательных отклонений нет, то есть все скважины работают в оптимальном режиме.
Коэффициент продуктивности на скважинах №112, 113, 132, 108, 147, 171 меньше еденицы, что говорит о возмоном загрязнении призабойной зоны пласта, которое может быть после подземных ремонтов, при глушении скважин минерализованной водой.
Анализ технологических режимов скважин
1 Определение газового фактора
G= 
( 
), (6)
где:
nв - обводнёность скважины ( %)
плотность нефти (кг/м3)
| № скв. |
| nв | ||
| 25,60 | ||||
| 14,20 | ||||
| 51,00 | ||||
| 13,00 | ||||
| 65,40 | ||||
| 60,00 | ||||
| 82,00 | ||||
| 8,00 | ||||
| 62,20 | ||||
| 6,00 | ||||
| 15,00 | ||||
| 42,90 | ||||
| 6,00 | ||||
| 9,00 | ||||
| 90,00 |
Таблица 8 Данные для расчета
2 Относительная плотность газа по воздуху
, (7)
где
плотность газа
плотность воздуха
| № скв. |
|
|
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 | |
| 1,291 | 1,148 |
Таблица 9 Данные для расчета
3 Определение коэффициента газосодержания
Go= G* 
( ) (8)
| № скв. | G |
|
| 0,25 | 1,2 | |
| 0,22 | 1,2 | |
| 0,39 | 1,2 | |
| 0,22 | 1,2 | |
| 0,54 | 1,2 | |
| 0,47 | 1,2 | |
| 1,06 | 1,2 | |
| 0,2 | 1,2 | |
| 0,5 | 1,2 | |
| 0,2 | 1,2 | |
| 0,23 | 1,2 | |
| 0,33 | 1,2 | |
| 0,2 | 1,2 | |
| 1,91 | 1,2 | |
| 0,21 | 1,2 |
Таблица 10 Данные для расчета
4 Определение плотности газо-жидкостной смеси
ж. = 
. * (1 – nв.) + в. * nв. (кг/м3), (9)
если (nв > 80%)
ж. =. 
+ 
*G0 + в(nв / 1 - nв ) / В + (nв / 1 - nв ), (кг/м3), (10)
если (nв < 80%)
где:
в. – плотность воды (кг/м3);
. – плотность нефти (кг/м3);
nв.- процент воды в добываемой продукции;
- плотность газа (кг/м3);
G0 – газосодержание;
В – коэффициент = 1,056
| № скв. |
| в
| nв | G0 |
| 1,291 | 25,60 | 0,3 | ||
| 1,291 | 14,20 | 0,26 | ||
| 1,291 | 51,00 | 0,48 | ||
| 1,291 | 13,00 | 0,26 | ||
| 1,291 | 65,40 | 0,64 | ||
| 1,291 | 60,00 | 0,56 | ||
| 1,291 | 82,00 | 0,27 | ||
| 1,291 | 8,00 | 0,24 | ||
| 1,291 | 62,20 | 0,6 | ||
| 1,291 | 6,00 | 0,24 | ||
| 1,291 | 15,00 | 0,27 | ||
| 1,291 | 42,90 | 0,39 | ||
| 1,291 | 6,00 | 0,24 | ||
| 1,291 | 9,00 | 0,25 | ||
| 1,291 | 90,00 | 0,29 |
Таблица 11 Данные для расчета
5 Определение приведённого давления
(МПа), (11)
где
Pпл. - пластовое давление (МПа)
Pср.кр -среднее критическое давление ( 
2, 56 МПа)
| № скв. | Рпл |
| 6,48 | |
| 8,65 | |
| 14,87 | |
| 12,01 | |
| 11,13 | |
| 14,88 | |
| 11,50 | |
| 8,08 | |
| 9,44 | |
| 8,63 | |
| 9,62 | |
| 10,83 | |
| 8,65 | |
| 10,16 | |
| 11,55 |
Таблица 12 Данные для расчетов
6 Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень
(м), (12)
где
P ЗАТ - затрубное давление (МПа)
g- Коэффициент ускорения свободного падения ( 
9, 8)
| № скв. | ж.
| Рпр | Рзат |
| 2,53 | 1,29 | ||
| 3,37 | 0,75 | ||
| 5,8 | 0,88 | ||
| 1245,5 | 4,69 | 0,57 | |
| 1100,1 | 4,34 | 0,84 | |
| 5,81 | 0,34 | ||
| 985,6 | 4,49 | 0,62 | |
| 1142,1 | 3,15 | 0,761 | |
| 3,68 | 1,44 | ||
| 1242,87 | 3,37 | 0,54 | |
| 1222,9 | 3,75 | 1,5 | |
| 1151,3 | 4,23 | 0,04 | |
| 1168,2 | 3,37 | 0,2 | |
| 1642,5 | 3,96 | 0,4 | |
| 4,51 | 0,6 |
Таблица 13 Данные для расчетов
7 Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень
h Ф = L – HД (м) (13)
где
L – Глубина спуска насоса (м)
H Д - высота динамического уровня (м)
| № скв. | L | H Д |
| 1314,5 | ||
| 1310,9 | ||
| 1445,2 | ||
| 1452,1 |
Таблица 14 Данные для расчетов
8 Определение разности между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса
(м) (14)
| № скв. | Нопт | hф |
| 112,55 | ||
| 337,19 | ||
| 324,34 | 475,5 | |
| 500,5 | 204,9 | |
| 400,25 | ||
| 219,31 | ||
| 232,12 | ||
| 187,5 | ||
| 276,6 | ||
| 220,9 | ||
| 401,78 | 318,1 |
Таблица 15 Данные для расчетов
9 Определение коэффициента подачи насоса
, (15)
где
QФ – фактическая подача (м3/сут)
Qт – теоретическая подача (м3/сут)
| № скв. | Qф | Qт |
| 6,70 | 14,8 | |
| 11,00 | 24,6 | |
| 8,00 | 24,6 | |
| 0,80 | ||
| 5,30 | 7,8 | |
| 8,00 | 38,7 | |
| 6,00 | 19,7 | |
| 3,60 | 13,9 | |
| 4,00 | 12,4 | |
| 1,10 | 9,3 | |
| 6,90 | 14,8 | |
| 4,70 | 7,7 | |
| 0,20 | 1,4 | |
| 10,00 | 13,9 | |
| 2,90 | 6,6 |
Таблица 16 Данные для расчетов
Таблица 17 Анализ технологических режимов скважин
| № скв. | G (м3/м3) | G0 (м3/м3) |  ж
(кг/м3)
| Рпр (МПа) | Нопт (м) | hф (м) | H (м) |  
| |
| 0,25 | 0,3 | 2,53 | 112,55 | -20,45 | 0,45 | ||||
| 0,22 | 0,26 | 3,37 | 0,44 | ||||||
| 0,39 | 0,48 | 5,8 | 0,32 | ||||||
| 0,22 | 0,26 | 1245,5 | 4,69 | 337,19 | 193,2 | 0,13 | |||
| 0,54 | 0,64 | 1100,1 | 4,34 | 324,34 | 475,5 | -151,1 | 0,67 | ||
| 0,47 | 0,56 | 5,81 | 500,5 | 204,9 | 295,6 | 0,2 | |||
| 1,06 | 0,27 | 985,6 | 4,49 | 400,25 | -167,8 | 0,3 | |||
| 0,20 | 0,24 | 1142,1 | 3,15 | 219,31 | 53,3 | 0,28 | |||
| 0,50 | 0,6 | 3,68 | -39 | 0,32 | |||||
| 0,20 | 0,24 | 1242,87 | 3,37 | 232,12 | 58,1 | 0,11 | |||
| 0,23 | 0,27 | 1222,9 | 3,75 | 187,5 | -76,5 | 0,46 | |||
| 0,33 | 0,39 | 1151,3 | 4,23 | -73 | 0,61 | ||||
| 0,20 | 0,24 | 1168,2 | 3,37 | 276,6 | -13,4 | 0,14 | |||
| 1,91 | 0,25 | 1642,5 | 3,96 | 220,9 | -43,1 | 0,71 | |||
| 0,21 | 0,29 | 4,51 | 401,78 | 318,1 | 83,68 | 0,43 | |||
Вывод:
Проведя анализ технологических режимов пятнадцати скважин, обнаружилось, что разница между фактическим и оптимальным уровнями имеет отрицательные значения, что говорит, об необходимости оптимизации режимов работы скважин с уменьшением отбора жидкости, а также не имеет отрицательных значений, что говорит об оптимальном режиме работы скважин (зависит от параметров работы скважины).
Если посмотреть коэффициент подачи насоса у пяти скважин №113,132,101,108,147 – он низкий, т.к. работа данной установки считается удовлетворительной, если установка работает с коэффициентом подачи не менее 0,6.
Снижение коэффициента подачи насоса может происходить вследствие утечек жидкости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек является плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьбы, дефекты в резьбе, трещины в стенках труб.
Поэтому при спуске НКТ в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчивания, состоянием резьбы и наружной поверхности. Месторождение находится на III стадии, пластовое давление снижается, динамический уровень падает.
Организационная часть