Министерство образования и науки РТ

Лениногорский нефтяной техникум

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Тема: «Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади»

2006

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение

2. Исходные данные

2.1 Орогидрография

2.2 Тектоника

2.3 Стратиграфия

2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

2.6 Режим залежи

2.7 Конструкция скважин

3.Технико-технологический раздел

3.1 Характеристика эксплуатационного фонда скважин

3.2 Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УШСН

3.3 Механизм и условия формирования АСПО в скважине

3.4 Состав АСПО

3.5 Методы используемые по предотвращению отложений АСПО

3.5.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении

3.5.2 Физические методы борьбы с АСПО

3.53 Химические методы борьбы с АСПО

3.6 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки НГДУ «ЛН» эффективности применяемых методов

3.7 Контроль за работой скважин, на которых применяются методы борьбы с АСПО

3.8 Расчет подбора глубинно-насосного оборудования скважины при внедрении скребков

3.9 Выводы и предложения

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Охрана труда и техника безопасности

4.2 Противопожарная защита

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

6. Выводы и предложения

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Эксплуатация нефтедобывающих скважин на месторождениях Татарстана осложнена многими факторами. Большие потери на промыслах происходят от осаждения в парах нефтенасосных парод, в колоннах скважин и в подъемных трубахмазеобразной или твердой массы темного цвета, известной под названием парафин – АСПО (асфальтно-смоло-парафинные отложения). Понятие процесса образования и технологии борьбы с АСПО при добыче нефти, по сей день является актуальной научно-технической и практической задачей, поскольку этот фактор напрямую влияет на работоспособность и конечную продуктивность скважин.

Формирование парафиноотложений снижает добычу нефти и газа, сокращает межремонтный период скважин, увеличивает трудовые и материальные затраты и повышает себестоимость добываемой продукции.

В настоящее время известно около двадцати различных способов борьбы с отложениями парафина. Каждый из методов борьбы с отложениями парафина требует применения на скважине более или менее сложного оборудования и всевозможных устройств, нуждающихся в повседневном контроле за их работой. Подбор эффективных методов предупреждения и удаления парафиновых отложений обеспечивает продолжительный межремонтный период работы скважин, повышает нефтегазоотдачу и сокращает материальные затраты.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1 Орогидрография

В географическом отношении Зай-Каратайская площадь расположена на пересеченной оврагами и балками местности. Климат резко континентальный – суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от –13 до –14 градусов. Средняя температура июля +19 градусов.

Наибольшее количество осадков выпадает в июле – до 44мм, минимальное в феврале – до 12мм.

По растительному покрову данная температура относится к лесостепи.

2.2 Тектоника

Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий, почти выположенный юго-западный склон Южного купола Татарского свода, постепенно погружающийся в юго-западном направлении.

На фоне полого склона выделяются сравнительно крупные по размерам поднятия, оконтуренные изогипсами с абсолютными отметками –1460м и 1465м.

Кроме того, склон осложнён многочисленными мелкими локальными поднятиями разной формы и ориентации, разделенными локальными прогибами. Наиболее резко выражены локальные поднятия с амплитудой 30-40мм, размещаются в основном в западной части, из них территории в субмеридиональном направлении.

2.3 Стратиграфия

Четвертичные отложения 0-10м.

Аллювиальные и глинисто-песчаные породы мощностью 10м.

Казанский ярус 10-130м. Песчаники и глины с переслоями плотных известняков. Мощность 120м.

Уфимский ярус 130-250м.Песчаники, глины, аргиллиты. Мощность120м.

Артинский ярус 250-370м. Кавернозные известняки с включением гипса, мергеля и глины. Мощность 120м.

Верхний карбон 370-490м. Физулиновые известняки, доломиты участками окремнелые, с линзами гипса. Мощность 120м.

Средний карбон 490-610м. Доломиты, известняки с включением гипса, ангидриты, глины.

Подольский горизонт 610-695м. Доломиты, известняки с прослоями глинисто-алевролитового материала. Мощность 85м.

Каширский горизонт 695-765м. Органогенно-обломочные известняки и доломиты с прослоями аргиллитов. Мощность 70м.

Верейский горизонт 765-805м. Органогенно-обломочные известняки, доломиты с прослоями аргиллитов. Мощность 40м.

Башкирский ярус 805-855м. Известняки с примазками глин. Мощность 50м.

Нижний карбон. Каюрский ярус 855-905м. Органогенные известняки с хорошо развитыми силогмитовыми швами и доломиты. Мощность 50м.

Серпуховско-Окский надгоризонт 905-1125м. Известняки, доломиты с включениями гипса, ангидрита и переслоями известняков. Мощность 210м.

Яснополянский надгоризонт 1125-1165м. Песчаники, известняки, аргилиты с прослоями углистых сланцев. Отмечены нефтепроявления. Мощность 40м.

Турнейский ярус 1165-1200м. Органогенно-обломочные известняки с включением углисто-глинистого материала. Пористые разновидности известняков насыщенных нефтью. Мощность 35м.

Заводжзкий слой 1200-1260м. Органогенно-обломочные известняки прослоями окремнелые. Отмечены нефтепроявления. Мощность 60м.

Фаменский ярус 1260-1490м. Глинистые известняки, прослоями доломитизированные. В доломитах отмечаются пятна битума. Мощность 230м.

Верхнефранский ярус.

Евлено-Ливенский Воронежский 1490-1610м. Переслаивание

Битуминозно -глинистых известняков в различной степени доломити зированных, доломитов, мергелей. Мощность 120м.

Бурагский горизонт 1610-1655м. Тонкозернистые известняки, глинисто-битуминозные, доломитизированные. Мощность 45м.

Нижнефранский ярус.

Доманиковый горизонт 1655-1700м. Известняки перекриста-лизованные, иногда битуминозные. Мощность 45м.

Фаргаевский горизонт 1700-1725м. Известняки глинисто - битуминозные с прослоями мергелей и горючими сланцами. Мощность 25м. Шиловский горизонт 1725-1750м. Аргиллиты, листоватоклеистые с прослоями сильно глинистых алевролитов и карбонатных пород. Мощность 25м.

Пашийский горизонт 1750-1785м. Переслаивание песчаников и алевролитов в различной степени. Мощность 35м.

2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пошийского горизонта франкского яруса верхнего девона, представленного переслоением песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, коллекторами в которых являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.

В разрезе горизонта Д1 выделяются (сверху, вниз) пласты: а, б₁, б₂, б₃, в, г₁, г₂, д.

Вследствие замещения проницаемых пород непроницаемыми, пласты не всегда представлены коллекторами. Поэтому только в отдельных скважинах выделяются все непроницаемые пласты. В большинстве же скважин происходит их замещение в различных комбинациях.

Пласт “a”занимает 34,8% площади, из них на 60,0% он представлен алевролитами, которые в виде различных по размеру линз равномерно располагаются по площади. В целом пласты маломощны от 1,2 до 4,0м. Средняя пористость по песчаникам составляет 20,1%, по алевролитам 14,6%, средняя проницаемость по песчаникам равна 0,449мкм², по алевролитам 0,135мкм².

Пласт “a” содержит 7,5% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласты б₁ и б₂ также развиты в виде отдельных линз, сложенных песчаниками и алевролитами. Общая площадь распространения коллекторов составляет 40,7%. От общей нефтеносной площади пласта на долю песчаников приходится 33,0%. Средняя мощность пласта б₁ 2,0м. Средняя пористость по песчаникам 19,8%, по алевролитам 15,5%, проницаемость по песчаникам 0,374мкм², по алевролитам 0,173мкм². Пласт б₁ содержит 5,4% извлекаемых запасов горизонта Д1. Средняя мощность пласта б₂-2,4м, средняя пористость по песчаникам 20,1%, по алевролитам 15,7%, средняя проницаемость по песчаникам 0,428мкм², по алевролитам 0,250мкм².

Пласт б₂ содержит 9,9% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласты б₁ и б₂ также развиты в виде отдельных линз, сложенных песчаниками и алевролитами. Общая площадь распространения коллекторов составляет 40,7%. От общей нефтеносной площади пласта на долю песчаников приходится 33,0%. Средняя мощность пласта б₁ 2,0м. Средняя пористость по песчаникам 19,8%, по алевролитам 15,5%, проницаемость по песчаникам 0,374мкм², по алевролитам 0,173мкм². Пласт б₁ содержит 5,4% извлекаемых запасов горизонта Д1. Средняя мощность пласта б₂-2,4м, средняя пористость по песчаникам 20,1%, по алевролитам 15,7%, средняя проницаемость по песчаникам 0,428мкм², по алевролитам 0,250мкм².

Пласт б₂ содержит 9,9% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт б₃: общая площадь занятая коллекторами составляет

49,6%. От всей нефтеносной площади пласта на долю песчаников приходится 33,4%. Средняя мощность пласта 3,3м, средняя пористость по песчаникам составляет 20,1%, по алевролитам 14,7%, средняя проницаемость по песчаникам 0,467мкм², по алевролитам 0,131мкм².

Пласт “в” содержит 23,5% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт “г” имеет площадное распространение.

Пласты коллекторы занимают 98,8% площади, из них песчаники 80,4%. По своим коллекторским свойствам пласт “г” является лучшим в разрезе горизонта Д1. Средняя мощность пласта 3,7м, средняя пористость для песчаникам 20,4%, для алевролитов 15,5%, средняя проницаемость для песчаников 0,362мкм², для алевролитов 0,145мкм².

В целом нефтенасыщенные пласты занимают около 40% площади, которая в свою очередь, почти поровну распределяется между нефтяной и водонефтяной зонами.

Пласт “г” содержит 31,7% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт “д “ также имеет площадное распространение. Пласты коллекторы занимают 80,6% площади, из них песчаники 80,4%.

Нефтенасыщенный и нефтеводонасыщенный коллектор вскрыт в скважинах, составляющих 10%, в остальных водонасыщенные коллекторы. Средняя мощность пласта 4,7м, средняя пористость песчаников 20,1%, алевролитов 15,0%, средняя проницаемость песчаников составляет 0,436мкм².

Пласт “д” содержит 28% извлекаемых запасов горизонта Д1.

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Физико-химические свойства газа.

Состав газа выделенного из нефти при однократном разгазировании определяется на хроматографах типа ЛХМ-8мд, ХРОМ-5,ХРОМ-4 и вирохром.

Таблица 1. Физико-химические свойства воды.

Попутный газ богат этаном и пропаном, он содержит: СН-30-40%; СН-20-30%; СН-5-20%; СН-3-5%; высших-0,5-2%; азота и редких-14,2%.

Пластовый газовый фактор в среднем на площади для Девонских отложений составляет 63,94м³/т.

В газовом составе преобладает азот (до 75% по объёму), метана 8,7%, углекислого газа 2,6%.

2.6 Режим залежи

При водонапорном режиме нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды.

Данный режим проявляется если продуктивный пласт гидродинамически связан с поверхностью земли или же с трещинами в её поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода, при однородном строении пластов и мощных коллекторах. При этом контур питания часто находится сравнительно недалеко от залежи, что обеспечивает пополнение жидкости в пласте с отбором из него нефти.