146531 (729911), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

ной части фильтрационные свойства пород уменьшаются .

Среднее значение водоудерживающей способности составляет

38,7 % . Для нефтенасыщенных коллекторов оно ниже (36,6 % ) ,

чем для водонасыщенных (44,8 % ) , что согласуется с более луч-

шей их проницаемостью .

Пласт 1 БС 10 .

Выделяется в кровельной части пласта БС10 . На севере залежь

соединяется с аналогичной залежью Западно-Сургутского место-

рождения , на северо- западном крыле ограничено зоной замеще-

ния коллекторов . При проведении разведочных работ Главтю-

менгеологии и Главтюменнефтегаза на восточном участке место-

рождения установлено слияние залежи нефти пласта 1 БС 10 Южно- Сургутского месторождения с аналогичной залежью нефти

в районе скважин № 77р , 61р , 84р Восточно - Сургутского место-

рождения . В данном районе залежь нефти пласта 1 БС10 ограни-

чена зоной полной глинизации песчаных отложений .Залежи плас-

тов 1 БС 10 и 2 БС 10 гидродинамически связаны между собой и

имеют единую отметку ВНК равную 2346 м .

Размеры залежи пласта 1 БС10 32,2 х 25,5 км . Тип залежи плас-

товая , сводовая с литологическим экраном .

Пласт 1 БС 10 вскрыт на глубине 2310- 2410 м .

Общая мощность пласта 9,2 х 18,2 м . Наибольшая мощность от-

мечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла

структуры .Коллекторами нефти пласта 1 БС 10 служат песчаники и алевролиты . Литологическая характеристика сходна с характе-

ристикой пласта 2 БС 10 . Коллектора имеют высокие показатели

фильтрационных свойств . Среднее значение пористости - 24 % .

Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700 х

х 10 ^ - 3 мкм ^ 2 . Среднее значение проницаемости составляет

270 х 10 ^ - 3 мкм ^ 2 . По площади свойства пород улучшаются к

центральной и восточной части площади . Водоудерживающая способность в соответствии с более высокой проницаемостью ниже на 8 % , чем по пласту 2 БС 10 и равна 31 % .

1.3. Геолого - физическая характеристика пластов

Южно-Сургутского месторождения .

Параметры 1Б С 10 1 БС 10 2 Б 10 3Б10 Ю 1 Ю 2

основная восточный

залежь участок

Площадъ нефте- 330175 38863 261076 16612 34844 8680

носности,тыс.м2 пласт., пласт., пласт., пласт., пласт., пласт.,

сводов. сводов. сводов. сводов. сводов. сводов.

Тип коллектора терриген. терригенный терриген. терриген. терриген. терриг.

поровый поровый поровый поровый поровый поровый

Абсол.отметка

В Н К м 2346 2346 2346 2363 2787 2675

Средневзвешенная

н/ н толщина ,м 6,0 3,8 9,2 7,9 8,2 3,9

Средняя прониц .

мД. 246 85 114 179 43 6

Средняя порист.

% 24 23 23 23 17 15

Начальное пласт.

Давление кгс/см 2. 233 237 237 237 276 299

Давление насыщ.

кгс/ см ^ 2 . 97 97 97 97 76 92

Пластовая темпер.

С 70 70 70 70 75 79

Вязкость пласт.

нефти, сПз 4,02 3,44 3,44 3,44 2,17 1,83

Вязкость пласт.

воды ,сПз 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42

Соотношение

вязк.нефти и

воды 9,57 8,19 8,19 8,19 5,17 4,36

Плотность нефти

в пласт.усл. г/см2. 825 825 825 825 846 789

Плотность нефти

в поверхн.условиях

г/см2. 885 885 885 885 894 8

2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ВИДОВ РЕМОНТОВ .

Текущий ремонт скважин представляет собой комплекс опе-

раций , направленных на исправление и замену подземного

оборудования , изменение параметров его работы , очистку обору-

дования и забоя от песка , парафина , солей и продуктов корро-

зии , а также на проведение исследовательских работ с целью до-

стижения заданного режима работы скважины . Он призван обес-

печить рациональную разработку нефтяных месторождений за счет своевременного и качественного проведения работ по из-

менению режима эксплуатации скважин , динамики пластового давления . Текущий ремонт скважин- важнейший участок произ-

водственной деятельности НГДУ .

Без текущего ремонта скважин невозможно осуществить ни

один способ эксплуатации скважин . Это видно из перечня работ, выполняемых при текущем ремонте , который включает в

себя операции с НКТ , насосными штангами , насосами и работы , проводимые в скважинах .

Работы с НКТ :

• Спуск или подъем однорядного , полуторорядного или двухряд-

ного лифта

• Проверка и замена отдельных труб с дефектами или изношен-

ними резьбовыми соединениями , а также лифта в целом

• Изменения типоразмера лифтовых труб или глубины подвески

лифта

• Очитска лифтовых труб от песка , парафина , солей и продуктов

коррозии .

Работа с насосными штангами :

• Проверка или замена отдельных штанг и сальниковых штоков

с дефектами или изношенными резьбовыми соединениями , а

также колонны штанг в целом

• Изменение типоразмера насосных штанг

• Ликвидация обрыва или отвинчивания штанг

• Очистка штанг от парафина , солей

Работа с насосами :

• Спуск или подъем штанговых , гидропоршневых и погружных

электронасосов

• Проверка или замена С Ш Н , Э Ц Н , Г П Н или их узлов

• Изменение глубины подвески насоса или его типоразмера

При проведении текущих ремонтов в большинстве случаев сочетают несколько видов работ .

Все ремонты разделены на три группы :

• технологические

• восстановительные

• аварийные

Технологические - это ремонты скважин , необходимость

проведения которых обусловлена условиями и способом эксплуатации скважин и технологией разработки залежей и

месторождений . Они подразделяются на ремонты по изменению

способа эксплуатации скважин , технологического режима их ра-

боты , предупреждению осложнений и аварий с оборудованием и

скважинами и ремонты с целью проведения исследовательских

работ .

Спуск или подъем оборудования , проводимые с целью замены одного из вышеперечисленных способов эксплуатации ,

представляет собой ремонт по изменению способа эксплуатации.

К ремонтам по изменению технологического режима работы скважин относятся ремонты по изменению глубины погружения

насосов под уровень жидкости , по изменению их типоразмером,

спуску и замене глубинных штуцеров .

Восстановительные - это ремонты , направленные на восстановление или увеличение производительности скважин . Они подразделяются на ремонты по восстановлению режима ра-

боты скважин и ремонты по воздействию на призабойную зону

скважин . Для восстановления режима работы скважин прово-

дится замена насосов , а для выполнения работ по воздействию на призабойную зону скважин - спуско-подъемные операции с трубами и штангами .

Аварийные - это ремонты , проводимые с целью ликвидации

осложнений и аварий с насосными штангами , НКТ , сальниковым

штоком и устьевой обвязкой .

Подземный ремонт выполняется бригадами по подземному ремонту скважин , организуемыми в НГДУ .

2.1.1. В Ы Б О Р Н А С О С А

Существующий нормальный ряд ЭЦН предусматривает в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны и дебита

скважины 15 насосов разных типоразмеров .

Насос для скважины подбирается в соответствии с характе-

ристикой скважины , ее дебитом , необходимым напором и диа-

метром эксплуатационной колонны на основании характеристики

ЭЦН .

При выборе установки по характеристике скважины порядок

выбора следующий :

• определяют требуемую величину напора насоса

• учитывая влияние вязкости откачиваемой смеси и газосодержа-

ния на характеристику глубинных центробежных насосов , определяют требуемые параметры насоса в условиях перекачки

им воды

• выбирают несколько типоразмеров установок насосов из числа

выпускаемых

• определяют глубину подвески глубинного насоса в скважине

• определяют мощность двигателя и уточняют его типоразмер

• проверяют возможность отбора насосом тяжелой жидкости

• проверяют параметры выбранного ранее кабеля и Н К Т

• проверяют диаметральные размеры погружного агрегата , труб

и кабеля

• проверяют параметры автотрансформатора или трансформатора

• сравнивают экономические показатели предварительно выбран-

ных нескольких типоразмеров установок

• проверяют рациональность применения глубинного центробежного насоса по сравнению с другими типами насосов

Характеристика скважины при выборе установки известна .

Это в основном заданная величина отбора жидкости из скважи-

ны ; глубина расположения уровня жидкости в скважине при этом отборе ; характеристика отбираемой жидкости по содержанию в ней нефти , воды и газа , по вязкости смеси и по

плотности их составляющих ; содержание в отбираемой смеси

механических примесей ; размеры обсадной колонны ; давление , которое необходимо иметь на устье скважины , чтобы

транспортировать смесь до групповой установки нефтепромы-

слового сбора нефти .

Для выбора типа насоса необходимо знать давление , которое

он должен создавать . Требуемое давление насоса увеличивается с увеличением глубины , с которой приходится поднимать жид-

кость , гидравлических сопротивлений в подъемных трубах , про-

тиводавления на устье скважины и уменьшается за счет работы газа в подъемных трубах . Этот газ , отбираемый вместе с жид-

костью из скважины , по мере приближения к устью расширяется,

всплывает и увлекает за собой часть жидкости .

Для выбора глубинного центробежного насоса необходимо знать его параметры в условиях отбора им воды , поскольку за-

водские характеристики и каталожные данные приведены имен-

но на такие условия . Поэтому необходимо учесть вязкость жид-

кости и газосодержание в ней , снижающие показатели устано-

вок .

По значению подачи и напора в условиях перекачки им воды

находят необходимый типоразмер насоса по заводским каталогам.

При это , зная внутренний диаметр обсадной колонны скважины,

определяют допустимый габарит погружного агрегата . Обычно зазор по диаметру обсадной колонны и погружным агрегатом составляет не менее 6мм .

По габариту погружного агрегата , заданному отбору жидкости,

давлению , которое должен создавать насос , выбирают два-три

типоразмера установок .

Установки подбирают так , чтобы заданные отбор и напор на-

соса находились в его рабочей области . При этом возможно некоторая подгонка характеристики насоса , поставляемого заво-

дом к характеристике скважины . Напор насоса может быть сни-

жен за счет уменьшения числа его ступеней . Рекомендуется сни-

мать не более 20 % ступеней . В некоторых случаях допус-

тимо увеличить буферное давление на устье скважины за счет

установки штуцера .

При проверке нескольких вариантов оснащения скважины ЭЦН необходимо сравнить их экономические показатели .

2.3.5. ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПОДЗЕМНЫХ

РЕМОНТОВ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ ЭЦН

С М Е Н А Э Ц Н

Переезд . Опрессовка лифта Р=80 атм. Глушение скважины

раствором удельного веса 1,18 г. см3 в У= 35 м3. Монтаж

оборудования. Разгерметизация устья скважины .

Допуск ЭЦН на 73 мм НКТ - 20 м . Подготовка и монтаж

УГУ-2 .Опрессовка УГУ-2 не менее 30 атм. с составлением

акта .Подъем ЭЦН-50-1300 на 73мм НКТ с глубины 1500 м

с постоянным доливом раствора удельного веса 1,18 .

На скважине иметь запас жидкости 1,18 г.см3 в У=4м3.

Ревизия патрубков и переводников . Спуск ЭЦН-50-1300 на

73 мм НКТ на гл.1500м с замером , шаблонированием , про-

паркой и отбраковкой НКТ , с чисткой и смазкой резьб .

Опрессовка лифта Р=80 атм. Определение изоляции кабеля .

Демонтаж оборудования .Опрессовать арматуру на факти-

ческое линейное давление .Запуск УЭЦН .Опрессовать ка-

бельный ввод до 80 атм. При заправке в барабан свободный

кабеля оставлять не менее 3-х метров .

Работы производить с соблюдением правил ПБНГП ,ТУ и У.

СМЕНА ЭЦН , ПРОМЫВКА ЗАБОЯ .

Переезд .Опрессовка лифта Р=80 атм. Глушение скважины

раствором удельного веса 1,18 г.см3 .Монтаж оборудова-

Характеристики

Список файлов реферата