Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Методы борьбы с отложениями при добыче нефти на скважинах Арланского нефтяного месторождения

irina_k200 1375 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 55 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 07.10.2020
Пояснительная записка 70 с., 16 рис., 17 табл., 27 источников. Объектом выпускной квалификационной работы являются осложненный фонд добывающих скважин Арланского месторождения. Цель работы – повышение эффективности использования глубинно-насосного оборудования за счет реализации мероприятий снижению интенсивности процессов солеотложения. В геологическом разделе приведены общие сведения об Арланском месторождении: геолого-физическая характеристика продуктивных пластов, запасы нефти, физико-химические свойства пластовых флюидов. В технологической части выпускной квалификационной работы даны анализ текущего состояния разработки, анализ эффективности работы фонда добывающих скважин, определение факторов, негативно влияющих на надежность эксплуатации погружного глубинно-насосного оборудования, разработка мероприятий по снижению интенсивности солеотложений в ГНО, расчет технологического эффекта. В экономическом разделе рассчитан эффект от реализации предложенных мероприятий.
Введение

Отложение солей и коррозия в скважинах являются серьезными проблемами, осложняющими эксплуатацию скважин, и особо остро осложнения проявляют себя на месторождениях, где активно развивалась система поддержания пластового давления (ППД) с закачкой пресной или биозараженной воды. Проявление осложнений техногенного происхождения характерно и при эксплуатации скважин крупнейшего в Республике Башкортостан Арланского нефтяного месторождения. Солеотложения и коррозионные процессы приводят к снижению дебитов нефти, выходу из строя насосного оборудования, преждевременным ремонтам и авариям. Следует отметить также синергетическое воздействие коррозионных и износообразующих факторов, приводящих к потере герметичности обсадной колонны. [2] Исследования показали, что солеобразование непосредственно связано со значительным перенасыщением водной среды трудно растворимыми солями вследствие изменения физико-химических параметров системы добычи нефти (температуры, давления, выделения газа, концентрации осадкообразующих ионов и другие). Следует также учитывать, что химический состав промысловых вод постоянно меняется по мере выработки запасов нефти, что обусловливает изменение во времени как состава солевых отложений, так и интенсивность их формирования.[4] На текущий момент основным способом борьбы с процессами коррозии и солеотложений является подача специальных ингибиторов. В условиях высокой обводненности продукции Арланского месторождения и проведения ИДН, направленных на увеличение дебитов, постоянная закачка химреагентов является крупнейшей статьей расходов, достигающей миллиарда рублей в год. Растущий тренд числа осложненного фонда скважин Арланского месторождения, снижение наработки на отказ скважинного оборудования обусловили острую необходимость разработки и внедрения современных и эффективных методов борьбы с отложением солей и прогноза их возникновения в конкретных условиях добычи нефти. На основании вышеперечисленного решение проблемы защиты внутрискважинного оборудования от негативного влияния солеотложений является крайне актуальной задачей. В первую очередь оно скажется на повышении производительности скважин, уменьшении затрат на текущий ремонт и в конечном итоге приведет к снижению себестоимости добычи нефти за счет увеличения наработки на отказ внутрискважинного оборудования. Работа посвящена изучению механизма образования и повышению эффективности методов предотвращения отложения солей при добыче нефти. Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач: - рассмотреть геолого-физическую характеристику Арланского месторождения, определить особенности физико-химических свойств пластовых флюидов; - выполнить анализ осложнений ГНО, выявить основные факторы, влияющие на межремонтный период работы скважинного оборудования; -изучить современные технологии борьбы с процессами отложения солей в ПЗП и ГНО; -разработать и обосновать мероприятия по снижению интенсивности процессов солеотложений; -определить экономический эффект от предложенных мероприятий.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ 2 1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 4 1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения 4 1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. 6 1.3 Физико - химические свойства пластовых флюидов 7 1.4 Осложняющие геолого-физические факторы разработки месторождения 11 Выводы по геологическуму разделу 12 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 14 2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения 14 2.2 Анализ состояния фонда скважин 16 2.3 Осложняющие факторы в процессе эксплуатации скважин 19 2.4 Исследование характера и механизма осадконакопления в скважинах Арланского месторождения 30 2.5 Мероприятия по предотвращению и борьбе с солеотложениями в глубинно-насосном оборудовании 39 2.7 Определение технологического эффекта от реализации предложенных мероприятий 53 2.8 Разработка мероприятий по охране труда и окружающей среды в процессе реализации проектных решений 56 Выводы по технологическому разделу 58 3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 60 3.1 Обоснование экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения 60 3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей 60 3.3 Расчет экономических показателей 61 3.4 Экономический эффект проектируемых мероприятий 64 Выводы по экономическому разделу 64 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 65 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 66
Список литературы

1. Бочарников, В.Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом: Учебно-методическое пособие [Текст] / В.Ф. Бочарников. -Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2013. - 336с. 2. Габдуллин Р.Ф. Совершенствование добычи нефти установками электроцентробежных насосов в условиях отложения сульфидосодержащих солей // Дис. на соискание учёной степени кандидата технических наук. Уфа. 2002г. 153 с. 3. Габдуллин Р.Ф., Мусин Р.Р., Антипин Ю.В. и др. Защита обсадной колонны и оборудования скважины от коррозии и отложения солей ингибирующими композициями в составе азотсодержащих пен // Нефтяное хозяйство. -2005.- № 7. - С. 102–105. 4. Гарифуллин Ф.С. Предупреждение образования комплексных сульфидсодержащих осадков в добыче обводненной нефти. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. 267 с. 5. Гурбанов Г.Р., Адыгезалова М.Б., Пашаева С.М. Эффективность предотвращения отложения солей с помощью ингибирующей композиции в лабораторных условиях//Нефтепромысловое дело. -2019. -№4 – С.30-34 6. Дополнение к технологической схеме разработки Арланского месторождения нефти. 2017г. 7. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос: Автореф.дис. канд. техн. наук. М., 1982. 8. Елимова В. А. Рассолы Арланской группы месторождений // Строение литосферы и геодинамика: Материалы XXVII Всеросс. молодежной конф. (Иркутск, 22–28 мая 2017 г.). Иркутск: Институт земной коры СО РАН, 2017. - С. 86–87. 9. Залятов, М.М. Проблемы аварийности на скважинах с УЭЦН в ОАО «Татнефть» [Текст] / М.М. Залятов // Материалы IX Всероссийской практической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». - Альметьевск, 2010 10. Интернет-ресурс: http://izhnefteplast.ru. Обращение: 25.12.2019. 11. Куршев А.В. Совершенствование комплекса технологий и технических средств для одновременно-раздельной нефтедобычи: в условиях НГДУ "Арланнефть" ООО "Башнефть-Добыча"// Дис. на соискание учёной степени кандидата технических наук. Уфа. 2012г.-148 с. 12. Кащавцев В.Е. Компьютерное моделирование прогнозных оценок отложения солей при добыче нефти//Нефтяное хозяйство 2002. - №12 - С.68-70. 13. Кащавцев В.Е, Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. 432 с. 14. Камалетдинов Р.С. Обзор существующих методов предупреждения и борьбы с солеотложением в погружном оборудовании // Инженерная практика. – 2009. – №1. – С.45-48. 15. Мандеев А.О. Методы предупреждения солеотложений// Актуальные проблемы нефти и газа.- 2019 - 2(25) –С.85-91. 16. Мищенко, И.Т. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами [Текст] / И.Т. Мищенко, Т.Б. Бравичева, А.И. Ермолаев. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – 448с. 17. Мусин P.P., Антипин Ю.В., Яркеева Н.Р., Гильмутдинов Б.Р. Защита оборудования скважины от коррозии и отложения солей ингибирующими композициями в составе азотсодержащих пен//Нефтяное хозяйство. 2005.- № 7. - С. 102-105. 18. Рагулин В.В., Волошин А.И., Михайлов А.Г., Хлебников С.П. Исследование солеотложения в скважинах ОАО «НК «Роснефть»-Ставропольнефтегаз» и ОАО «НК «Роснефть»-Пурнефтегаз» и рекомендации для его предупреждения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2006. № 1. С. 38–41. 19. Сыртланов А.Ш., Фасхутдинов Р.А., Шайдулин Г.Ш. и др. Пути повышения эффективности предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах // Нефтяное хозяйство. 2002. № 4. С. 59 – 61. 20. Соболева Е.В., Соболева Т.И. Отложения солей на внутрискважинном оборудовании: причины их появления и методы борьбы с ними//Нефтепромысловое дело. -2017. -№7. – С.50-54. 21. Технологический режим работы скважин по состоянию на декабрь 2019г. АО «Башнефть-Добыча» 22. Топольников А.С. Прогнозирование солеотложения в скважине при автоматизированном подборе насосного оборудования // Инженерная практика. – 2009. – №1. – С.23-25. 23. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" от 19.04.2013 г. 24. Хормали А.О. Обоснование технологии предотвращения солеотложений в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта при заводнении карбонатных коллекторов // Дис… на соискание учёной степени кандидата технических наук. Санкт-Петербург. 2018г. 175 с. 25. Яркеева Н.Р. Прогнозирование образования сульфата кальция в скважинах Арланского месторождения//Нефтегазовое дело. -2018. -№6.-С.37-38 26. Яркеева Н.Р. Повышение эффективности предотвращения солеотложений в скважинах на поздней стадии разработки залежей//Автореф. дис. … канд. техн. наук. Уфа: УГНТУ, 2003. - 24 с. 27. Борхович С.Ю., Казанкин Д.С. Разработка нефтяных месторождений: методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов очной и заочной форм обучения направления подготовки бакалавров. Ижевск: Изд-во «Удмуртский университет», 2015. - 98 с.
Отрывок из работы

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения Арланское месторождение расположено на северо-западе Республики Башкортостан и частично – на юго-востоке Удмуртской Республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана и Каракулинского района Республики Удмуртия. Месторождение, разрабатываемое силами нефтегазодобывающего управления «Арланнефть», открыто в 1955 году. Сбор нефти осуществляется по однотрубной системе и транспортируется по основной магистрали нефтепровода Арлан-Чекмагуш-Уфа. Добываемый с нефтью растворенный газ используется на местные нужды.[6] Промышленная нефтеносность установлена в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) и карбонатных коллекторах турнейского яруса. Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов приведена в таблице 1. На терригенную толщу нижнего карбона, песчаные пласты которых являются основными коллекторами, приходятся основные запасы нефти Арланского месторождения. Тип залежи - пластовая, тип коллектора - поровый. Толща сложена пластами кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Коллекторские свойства песчаников изменяются в широких пределах. Средняя пористость продуктивных горизонтов ТТНК составляет 22,3%, проницаемость сильно изменяется в зависимости от содержания глинистого материала и составляет в среднем 0,5 мкм2. При средней общей толщине 19,6м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пластов основного тульско - бобриковского горизонта составляет 3,6м. Эти же пласты обладают наибольшей неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке 1186м.[6] Таблица 1 Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов Арланского месторождения Карбонатные породы занимают подчиненное положение, представляют собой органогенно-обломочные, зернистые известняки, доломиты турнейского яруса. Средняя общая толщина пластов 7,2 м, средняя нефтенасыщенная толщина не превышает 2-3м. Пористость известняков сильно различается и составляет в среднем 13%, проницаемость изменяется в широких пределах (от 0,001 до 1-2мкм2), в среднем 0,06мкм2.Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке 1226м. Сложность строения карбонатных коллекторов определяет их трудность разработки. Нефти ТТНК тяжелые, плотность в пределах 0,880-0,889т/м3, вязкие, вязкость в пределах 25,8-33,9 мПа·с, содержат серу - 2,7%, парафин - 2,4%. В турнейском ярусе нижнего карбона содержатся высоковязкие нефти - 72,2мПа·с. Здесь же отмечено самое высокое содержание серы - 2,98 % и парафина - 2,6 %.Для того чтобы добытая нефть попадала в разряд товарной, ей необходимо пройти множество очисток. Так как продукция обводненная, нефть проходит достаточно длительную стадию обезвоживания. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.[6] 1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов изучались по данным лабораторных исследований керна, результатам интерпретации ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин. Нефтеносность для песчаников терригенной толщи нижнего карбона определялась с помощью зависимости, полученной по результатам лабораторных исследований кернов нижнего карбона. Исследования проводились в институте БашНИПИнефть. Газонасыщенность определена по результатам лабораторных исследований при определении физических свойств нефти в пластовых условиях. Тульский горизонт. Коллектор пласта CIV представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, алевритистыми, не отсортированными. Зерна кварца угловатые, размером 0,02-0,15 мм, преобладают размеры 0,10-0,15 мм. Примесь алевритового материала достигает 30-40%, цемент углистоглинистый, прослоями глинистый, базальный. Коллекторские свойства пласта изучались по данным лабораторных исследований керна: пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 71 образцу из 15 скважин, проницаемость из нефтяной части по 43 образцам из 14 скважин. По результатам лабораторных исследований керна проницаемость пласта CIV изменяется от 0,072 до 1,002 мкм2, среднее значение проницаемости пласта 0,438 мкм2. Проницаемость нефтяной части пласта изменяется в пределах 0,016-1,21 мкм2, составляя в среднем 0,419 мкм2. Среднее значение пористости по керну равно 0,211 д.ед., она изменяется в пределах 0,172-0,259 д.ед. Пористость по ГИС (158 определений из 153 скважин) изменяется от 0,155 до 0,248 д.ед. Среднее значение пористости по ГИС равно 0,209 д.ед. Принятая пористость равна 0,210 д.ед. Бобриковский горизонт. Пласт CVI представлен песчаниками кварцевыми, разнозернистыми, не отсортированными; преобладают полуокатанные формы зерен. Пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 7 образцам из 3 скважин, она изменяется от 0,185 до 0,250 д.ед. Среднее значение 0,219 д.ед. Пористость по ГИС изменяется от 0,179 до 0,280 д.ед. Среднее значение 0,213 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,220 д.ед. Проницаемость по керну изменяется в диапазоне от 0,043 до 3,723 мкм2, среднее значение 1,182 мкм2. 1.3 Физико - химические свойства пластовых флюидов По данным исследований плотность пластовой нефти равна 0,885 кг/м3, давление насыщения газом 5,2 МПа, газосодержание при однократном разгазировании 8,3 м3/т, динамическая вязкость нефти 25,6 мПахс. Дифференциальное дегазирование нефтей ТТНК и других продуктивных пластов не проводилось, поэтому свойства и компонентный состав газа растворенного в нефти анализировался только по результатам лабораторных исследований при однократной дегазации. Состав попутного газа изучен по пробам пластовой нефти, отобранным из отложений нижнего карбона, из которых выделен растворенный в ней газ. Плотность газа по пробам из отложений терригенной толщи изменяется от 1,036 до 1,224 г/см3. Газонасыщенность по всем пробам терригенной толщи нижнего карбона изменяется от 3,6 до 19,84 м 3/т и составляет в среднем– 14,0 м 3/т.[6] Таблица 2 Свойства пластовой нефти В компонентных составах газов разгазированной и пластовой нефти выделены углеводородные соединения от метана до гексана. Доля метана по объему равна 19,13%, пропана- 20,86%, содержание азота – 35,24% по объему. Сероводород обнаружен лишь в двух скважинах в небольших количествах. Содержание углекислого газа составляет в среднем 1,02%. Гелий исследован по пяти пробам, в двух случаях он не обнаружен, в трех – среднее значение равно 0,022%, т.е. содержание гелия некондиционное. По товарной характеристике нефть смолистая (20,91%),высокосернистая (2,77%), парафиновая (2,84%), содержание асфальтенов в интервале 4,4-14,44%. Таблица 3 Физико- химическая характеристика дегазированной нефти Из приведенных таблиц видно, что нефти ТТНК тяжелые и вязкие. Повышенное содержание смол и асфальтенов в нефтях нижнего карбона придает им структурно-механические и неньютоновские свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения нефти водой. С ростом обводненности добываемой нефти растет ее оптическая плотность, удельный вес и вязкость. Пробы пластовой воды отбирались из разведочных, а в процессе разработки – из эксплуатационных скважин. Пластовые воды ТТНК и турнейского яруса близки между собой и представляют собой минерализованные растворы, содержащие в основном хлориды кальция, магния и натрия. По классификации Сулина В.А. они относятся к хлоркальциевому типу. Во многих пробах пластовой воды присутствуют редкие компоненты – йод, бром, двуокись бора, аммиак, окислы железа. Плотность вод в среднем равна 1176,5-1180,8 кг/м3, общая минерализация изменяется в пределах 0, 592 до 0, 998 г/л. Водородный показатель 6,7 рH, жесткость пластовой воды равно 7,9 мг–экв/л. Хлориды кальция и натрия образуют первую соленость, концентрация кальция в два с лишним раза больше магния. Таблица 4 Свойства и состав пластовых вод Водоносными в терригенной толще нижнего карбона являются песчаные и песчано-алевролитовые пласты, залегающие среди аргиллитов и глинистых сланцев. Пласты средней пачки (CIV, CV, CVIо, СVI) часто замещаются глинистыми породами. Увеличение обводненности скважин при относительно низком охвате пластов заводнением, приводит к увеличению водо – нефтяного фактора и как следствие к дополнительному износу, коррозии внутрискважинного оборудования, системы сбора, что в свою очередь приводит к увеличению расхода электроэнергии, трудовых и материальных затрат, снижению темпов разработки, росту стоимости природоохранных мероприятий. Из этого следует, что оптимальными для извлечения остаточной нефти на Арланском месторождении являются методы, приводящие к увеличению охвата пласта заводнением. Перспективным методом воздействия на пласт в условиях терригенных отложений является селективная изоляция водопритока с применением водоизолирующих материалов.[6] 1.4 Осложняющие геолого-физические факторы разработки месторождения К осложняющим особенностям данной площади относятся: многопластовость разреза, расчлененность, резкая литологическая и тектоническая изменчивость, развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтенасыщенность пород коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти. Повышенное содержание смол и асфальтенов в нефтях нижнего карбона придает им структурно-механические и неньютоновские свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения нефти водой. Основная часть запасов нефти сконцентрирована в терригенной толще нижнего карбона, которая характеризуется наличием нескольких пластов с закономерной сменой типов пород, различающихся толщиной, различной активностью пластовых флюидов, зональной неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами. В карбонатных коллекторах турнейского яруса развита трещиноватость, которая является основным видом пустотности и составляет десятые доли процента. Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений. Высокая концентрация солей в пластовой воде приводит к интенсивным процессам солеотложения в ГНО и системе нефтесборного оборудования. В процессе подъема нефтяного потока от забоя к устью скважины изменяются термобарические условия, что вызывает нарушение химического равновесия в добываемой продукции. Это сопровождается отложением неорганических солей на стенках насосно-компрессорной трубы (НКТ) и рабочих колесах электро-центробежных насосов (ЭЦН), что снижает наработку на отказ насосного оборудования, дебит добывающих скважин. Образование плотного камнеобразного осадка в призабойной зоне пласта (ПЗП) в перфорационных отверстиях, в обсадной колоне, на поверхности НКТ, рабочих частях и поверхностях погружных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) приводит к снижению продуктивности скважин. В частности, отложение солей на УЭЦН нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выходу насоса из строя. Выводы по геологическуму разделу Арланское месторождение открыто в 1955 году, разработку осуществляет НГДУ "Арланнефть". Месторождение крупнейшее по запасам нефти в Республике Башкортостан, включает в себя Арланскую, Новохазинскую, Николо-Березовскую и Вятскую площади. Залежи Арланского месторождения представлены многопластовым разрезом терригенной толщи нижнего карбона, присутствуют карбонатные коллектора турнейского яруса. Нефтеносные коллектора и залегают на глубине 1,2-1,4 км, характеризуются относительно небольшими нефтенасыщенными толщинами 1,7-3,6 м, при этом коллекторские свойства по площади изменяются в широких пределах. Так проницаемость находится в пределах 0,06-0,503 мкм2, пористость продуктивных – 13-22%. Пласты выражены литологической неоднородностью, зачастую замещаются непроницаемыми породами. Добываемая нефть характеризуется повышенной плотностью и вязкостю, что придает ей структурно-механические и неньютоновские свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения водой, то есть ведем к прорывам нагнетаемов й в пласт воды. Высокая концентрация солей в пластовой воде приводит к интенсивным процессам солеотложения в призабойной зоне пласта, в перфорационных отверстиях, в обсадной колоне, на поверхности НКТ, рабочих частях и поверхностях погружных УЭЦН, что в итоге негативно сказывается на надежности эксплуатации глубинно-насосного оборудования и эффективности разработки месторождения в целом.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 83 страницы
2075 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 80 страниц
2000 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 78 страниц
1950 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg