Добыча нефти из скважин
1.
Геологический раздел
1.1 Орогидрография района
Самотлорское нефтяное месторождение административно
расположено на территории Нижневартовского района Ханты-мансийского автономного
округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от города Тюмени.
Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек
Вах и Ватинский Еган, правых притоков реки Обь.
Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками
от -43 м на пойменных участках до -76 м в центральной части водораздела.
Из двух рек, протекающих на территории месторождения,
судоходна только одна река - Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную
части месторождения. Ширина среднего течения -0,5 м/сек. Навигация начинается
во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский Еган,
расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.
Отличительной особенностью района является его крайняя
заболоченность, а также многочисленность больших и малых озер. Непосредственно
на территории месторождения расположены следующие крупные озера: Самотлор (62
км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево и множество других озер. Суммарная
площадь, занятая наиболее крупными озерами, равна примерно 130 км2,
что составляет около 15% всей площади месторождения.
В течение зимнего периода многие болота, озера и таежные
речки промерзают плохо и труднопроходимы. Грунтовые воды на участке работ
находятся на глубине 2-12 м от дневной поверхности.
Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием
хвойных и тальниковых кустарников, растущих, главным образом, по берегам
дневной поверхности.
Климат района резко континентальный, с коротким теплым летом
(наиболее высокая температура +30 градусов Цельсия) и долгой суровой зимой.
Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели и
снегопады, среднесуточная температура воздуха в январе -25 градусов Цельсия,
толщина ледяного покрова достигает 1 м на реках и 3 м на озерах.
Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время в июле
- августе и в холодное время в декабре - январе. Общее количество осадков в год
достигает 400 мм.
Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие
полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески и другие.
1.2 Тектоника и стратиграфия
В региональном тектоническом плане по отражающему
сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части
Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое
объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и
Черногорскую структуры 3-го порядка.
По кровле горизонта БВ1-2 Самотлорское
куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные
структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них
Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия.
Структура оконтурена изогипсой минус 2120 м, имеет изометрическую форму с
изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12∙15 км, амплитуда структуры
около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной
части до 2,2. Белозерная структура по кровле пласта БВ1-2 осложнена
двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 метров. Общие размеры
структуры 15 км в пределах изогипсы минус 2130 метров.
В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей
изогипсе минус 2200 м. имеет размеры 32∙40 км, амплитуду 150 метров.
Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого
верхнего продуктивного пласта AB1. Белозерное, Мартовское поднятие практически
сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой минус
1690 метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой минус 1640 метров
и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского
поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1,45. Амплитуда по
отношению к западному крылу около 110 метров, восточному и северному -160
метров.
В геологическом строении Нижневартовского свода, где
расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского
фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В
разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные
образования.
Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно
метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная
вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров. Породы
юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и
представлены тремя отделами.
Тюменская свита (нижняя и средняя юра) представлена
неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина
отложений тюменской свиты составляет 220-250 метров.
Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками
васюганской свиты, толщиной 50-60 метров, георгиевской свиты, толщиной до 4
метров и баженовской свиты, толщиной до 20 метров.
Меловая система представлена нижним и верхним отделами,
сложены морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.
Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой
территории породами Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.
Нижняя часть Мегионской свиты, сложена аргиллитами серыми и
темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаинием
песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников
менуются пластами БВ1 а БВ 19-22 являются промышленно
нефтеносными. Толщина достигает 80 метров.
Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из
глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина
которых составляет 280-320 метров, выше залегают континентальные осадки
переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская,
новомихайловская, журавская свиты). Толщина осадков 235-240 метров.
1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов
Проницаемостью горных пород называют их способность
пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Наибольшая
проницаемость по пласту АВ 4-5 наименьшая по пласту АВ 1-3.
Таблица
1.1-Коллекторские свойства продуктивных пластов
Свойства
|
Пласт
|
|
AB11-2
|
AB13
|
АВ2-3
|
AB4-5
|
АВ6-7
|
БВ1
|
БВ80
|
БВ81-2
|
БВ83
|
ЮВ1
|
Пористость, m, д.ед.
|
0,23
|
0,22
|
0,265
|
0,277
|
0,282
|
0,240
|
0,239
|
0,242
|
0,23
|
0,172
|
Проницаемость, k, мкм2 ∙10-3
|
189
|
61
|
518
|
825
|
449
|
215
|
582
|
264
|
66
|
268
|
Нефтенасыщенность, Sн, д.ед.
|
0,35
|
0,64
|
0,269
|
0,258
|
0,294
|
0,358
|
0,251
|
0,321
|
0,40
|
0,38
|
Количественно пористость характеризуется коэффициентом
пористости (это отношение объема всех пор Vnop к видимому объему
образца Voбp). Пористость на Самотлорском месторождении не
превышает 0,3 и находится в пределах от 0,172 до 0,282.
В целом по коллекторским свойствам пород продуктивных пластов
Самотлорского месторождения можно сделать вывод.
Существенное различие коллекторских свойств изученных
горизонтов обусловлено литологическими особенностями пород этих объектов. На
нефтенасыщенность пород в стабилизированных зонах залежи основное влияние
оказывают литолого-коллекторские свойства, а в недонасыщенных - значительное
влияние приобретает расстояние исследуемого прослоя от ВНК (водо-нефтяной
контакт).
1.4 Свойства нефти, газа и воды в пластовых
условиях
Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного пласта,
залегающего на больших глубинах в земной коре, находятся под действием
пластовых давлений и температур. Из таблицы 1.2 видно, что максимальное
пластовое давление свойственно пласту ЮВ1, минимальное пластовое
давление у пласта АВ11-2. От пластового давления и
температуры зависит большинство физических характеристик пород и насыщающих
жидкостей и газов.
Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя
понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при
котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении.
Таблица 1.2-Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях
Параметры
|
АВ11-2
|
АВ13
|
АВ2-3
|
АВ4-5
|
АВ6-7
|
БВ1
|
БВ80
|
БВ81-2
|
БВ83
|
ЮВ1
|
Плотность нефти, ρн,
|
812
|
700
|
755
|
779
|
813
|
746
|
745
|
730
|
736
|
775
|
Плотность газа, ρг,
|
1,239
|
1,239
|
1,27
|
1,275
|
-
|
1,10
|
-
|
-
|
1,5
|
1,007
|
Вязкость нефти, μн, мПа∙с
|
1,3
|
1,61
|
1,5
|
2,39
|
1,28
|
1,28
|
1,09
|
1,21
|
1,13
|
0,93
|
Вязкость воды, μв, мПа∙с
|
1,14
|
1,254
|
1,234
|
1,208
|
1,14
|
1,27
|
1,27
|
1,267
|
1,28
|
1,206
|
Вязкость газа, μг, мПа∙с
|
1,012
|
1,012
|
1,016
|
1,016
|
-
|
1,01
|
-
|
-
|
1,01
|
1,023
|
Давление насыщения, Рнас, МПа
|
9,7
|
11,3
|
10,8
|
13,4
|
8,4
|
11,9
|
10,5
|
10,8
|
10,5
|
11,2
|
Пластовое давление, Рпл, МПа
|
15,6
|
16,7
|
16,2
|
17,1
|
17,2
|
18,8
|
19,6
|
19,1
|
20,5
|
22,4
|
Газосодержание, G,
|
68,8
|
90,9
|
79,8
|
72,9
|
71,6
|
99,7
|
95,5
|
97,4
|
98,9
|
93,7
|
Газовый фактор, Г,
|
60
|
60
|
61
|
60
|
70
|
71
|
70
|
71
|
72
|
84
|
Одним из основных показателей товарного качества нефти
является плотность нефти. Нефть Самотлорского месторождения имеет плотность до
880 кг/м3 и относится к легкой нефти. Такая нефть служит ценным
сырьем для производства моторных масел.
2. Технико-технологический раздел
2.1 Технология добычи нефти УШГН, краткая
характеристика оборудования
В основу способа эксплуатации скважин
штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратно
поступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого в действие
приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены
вместе посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют
установкой штангового глубинного насоса (УШГН).
Оборудование УШГН включает:
Обвязка устья скважины, станок-качалка, насосно-компрессорные
трубы, насосные штанги, штанговый скважинный насос, различные защитные
устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)
Скважинная штанговая
установка
состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны
насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного
оборудования. В отдельных случаях какой-либо из элементов может отсутствовать,
тогда его функцию выполняют другие элементы УШГН.
В большинстве УШГН (рис. 2.1) в качестве
привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка
состоит из рамы, установленной на массивном фундаменте. На раме смонтированы
стойка, на которой с помощью шарнира укреплен балансир, имеющий на одном конце
головку, на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном. Шатун соединен с
кривошипом, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора
посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем. Головка
балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески.
Колонна насосных штанг соединяет канатную
подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных
штанг. Штанги имеют длину от 6 до 10 м, диаметр от 12 до 25 мм и более,
соединяются друг с другом посредством муфт. Полированный шток имеет
поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, иногда его называют
первой или сальниковой штангой. Колонна насосно-компрессорных труб служит для
подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с
цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб длиной по 8-12 м, диаметром
48-114 мм, соединенных трубными муфтами.
При работе УШГН энергия от
электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму,
преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в
возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной штанг
плунжер также совершает возвратно-поступательное движение.
Приводом штангового скважинного насоса
является станок-качалка (СК), который предназначен для преобразования энергии
двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся
возвратно-поступательно.
Основные типоразмеры станков-качалок,
выпускаемых по разным стандартам, приведены в таблице 2.1.
В верхней части колонны установлен
устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник
пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по
которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.
Рисунок 2.1 - Скважинная штанговая
насосная установка
Таблица 2.1 - Основные параметры
станков-качалок
Тип станка-качалки
|
Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса
штанг, кН
|
Длина хода полированного штока, м,
|
Число качаний балансира в мин,
|
Максимальный крутящий момент, кН∙м
|
Длина переднего плеча балансира, мм
|
СКН2-615
|
20
|
0,3; 0,45; 0,6
|
4,7-15
|
2,5
|
740
|
СКН3-1515
|
30
|
0,45; 0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2; 1,35; 1,5
|
4,7-15
|
6,5
|
1500
|
СКН5-3015
|
50
|
0,9; 1,2;, 5; 1,8; 2,1; 2,4; 2,7; 3,0
|
4,7-15
|
23
|
3000
|
СКН10-3315
|
100
|
1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 2,7; 3,3
|
4,7-15
|
40
|
3300
|
СКН10-3012
|
100
|
1,2; 1,8; 2,4; 3,0
|
6-12
|
57
|
4500
|
Колонна насосных штанг представляет собой
стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми
соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию от привода к
скважинному насосу. В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее
внутренняя полость используется в качестве канала для подъема пластовой
жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного
насоса фиксируется специальным якорем с пакером.
Штанга представляет собой стальной
стержень круглого сечения диаметром 12 (в некоторых источниках указан диаметр
13 мм), 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется
участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании,
и выполнена резьба метрическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги
соединяются между собой муфтами.
ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление
штанг номинальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины подвески
колонны изготовляются укороченные штанги длиной 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000
мм [34].
Для соединения штанг одинаковых размеров
выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров - переводные муфты.
Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях: с лысками под ключ и без
них.
Рисунок 2.2 - Насосная штанга
Штанговый скважинный
насос
(ШГН), как правило, плунжерный, преобразует механическую энергию движущихся
штанг в энергию откачиваемой пластовой жидкости.
Скважинные штанговые насосы являются надежным и экономичным
эксплуатационным оборудованием нефтяных скважин, широко применяемые для откачки
пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).
Показатели для нормальной работы штанговых насосов:
температура перекачиваемой жидкости - не более 1300С
(4030К).
обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%.
вязкость жидкости - не более 0,025Па·с
минерализация воды - до 10 мг/л.
максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л
содержание свободного газа на приеме насоса - не более 10% по
объему.
концентрация сероводорода - не более 50 мг/л.
водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8.
Штанговый глубинный насос (рис. 2.3)
представляет собой одноплунжерный насос с длинным цилиндром, шариковыми
клапанами и длинным проходным плунжером. При ходе плунжера вверх он нагнетает
жидкость, находящуюся между стенками цилиндра и штангами, а в полость под плунжером
поступает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (выжимает) объем
жидкости, равный объему опускающегося в цилиндр штока, т.е. это насос
дифференциального действия. По конструкции насосы бывают с щелевым уплотнением
зазора между металлическим плунжером и цилиндром и с упругим уплотнением этого
зазора - с неметаллической рабочей поверхностью плунжера или со специальными
поршневыми кольцами.
Скважинные штанговые насосы делятся на
трубные и вставные. У первых цилиндр в скважину спускается на трубах, а плунжер
и клапаны - на штангах. Вставные насосы спускаются в скважину в собранном виде
на штангах и фиксируются в нижней части колонны НКТ замком (анкером). Ниже
насоса при необходимости устанавливается газовый или песочный якорь. В них газ
и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное
пространство между насосно-компрессорной и обсадной колоннами, а песок
осаждается в корпусе якоря.
Условные диаметры скважинных насосов
(плунжеров и цилиндров) выбираются из следующего стандартного ряда: 27 (29 - по
ОСТ и ТУ), 32, 38, 44, 50, 57, 63, 70, 95, 120 мм.
Рисунок 2.3 - Конструктивные схемы насосов
Длина плунжера скважинного штангового
насоса выбирается в зависимости от требуемого напора насоса (глубины
расположения динамического уровня, с которого насос должен обеспечить подъем
пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм рекомендуется применять до
динамического уровня с глубиной до 1200 м, 1500 мм - до 1500 м, 1800 мм - 1800
м и более.
Современные скважинные штанговые насосы,
широко применяемые на промыслах, имеют составной (втулочный) или безвтулочный
(цельнометаллический) цилиндр.
Все насосы с металлическим плунжером и
цилиндром имеют унифицированные детали. В зависимости от величины зазора между
плунжером и цилиндром, выпускаются насосы пяти групп посадок (зазоров между
плунжером и цилиндром насоса):
1 группа посадки
|
от 0 до 0,063 мм
|
2 группа посадки
|
от 0,025 до 0,078 мм
|
3 группа посадки
|
от 0,05 до 0,113 мм
|
4 группа посадки
|
от 0,075 до 0,138 мм
|
5 группа посадки
|
от 0,1 до 0,163 мм
|
При оснащении скважины насосом группа
посадки выбирается в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, содержания
в ней песка, размера его частиц и т.д.
Колонна насосно-компрессорных
труб
служит каналом для подъем откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает
удержание на весу цилиндра скважинного насоса.
Для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются
стальные бесшовные насосно-ךמלןנוססמנםו ענףב
נאחכטקםץ
דנףןן ןנמקםמסעט.
ֿנוהףסלאענטגאועס טחדמעמגכוםטו
ענףב ןמ
עמקםמסעט ט
ךאקוסעגף הגףץ
טסןמכםוםטי ְ ט ֱ. ׂנףב גסוץ
עטןמג
טסןמכםוםט ְ גןףסךאעס הכטםמי 10 ל ס גמחלמזםלט
מעךכמםוםטלט
±5%. ׂנףב גסוץ
עטןמג
טסןמכםוםט ֱ
טחדמעאגכטגאעס הגףץ
הכטם: מע 5,5 המ 8,5 ל ט מע 8,5 המ 10 ל. ֿמ
ענובמגאםט ןמענובטעוכ ענףב טסןמכםוםט ֱ המ
דנףןן
ןנמקםמסעט
ֵ גךכקטעוכםמ
טחדמעאגכטגאעס ס
עונלמףןנמקםוםםלט
ךמםצאלט.
־במנףהמגאםטו
ףסעוגמו
ןנוהםאחםאקוםמ
הכ דונלועטחאצטט
ףסע ט
נודףכטנמגאםט מעבמנא
םופעט ג
ןונטמה
פמםעאםטנמגאםט, ןנט
ךסןכףאעאצטט
רעאםדמגלט
סךגאזטםםלט
םאסמסאלט, א עאךזו הכ ןנמגוהוםט עוץםמכמדטקוסךטץ
מןונאצטי, נולמםעםץ
ט
טססכוהמגאעוכסךטץ
נאבמע ג
סךגאזטםאץ, נאסןמכמזוםםץ
ג נאימםאץ ס
ףלונוםםל ט ץמכמהםל
ךכטלאעמל.
ֲ
מבמנףהמגאםטט
ףסע עטןא ־׃-140-146/168-65ֱ ט ־׃-140-146/168-65ֱױֻ
ךמכמםםא
םאסמסםמ-ךמלןנוססמנםץ
ענףב
נאסןמכמזוםא ךסצוםענטקםמ
מעםמסטעוכםמ
מסט סךגאזטם, קעמ
ןמחגמכוע
ןנמגמהטע,
טססכוהמגאעוכסךטו
נאבמע
קונוח
לוזענףבםמו
ןנמסענאםסעגמ
(נטס.
2.4).
׀טסףםמך 2.4 - ־במנףהמגאםטו
ףסעוגמו 1 - ךנוסעמגטםא; 2 - ךמםףסםא ןמהגוסךא; 3 - נוחטםמגו
ףןכמעםוםט