Тектоника
Режим залежи
Технологический раздел
Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т
Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Техника и оборудование при паротепловой обработке
Расчет на прочность стеклопластиковых штанг
Выбор оборудования для подачи реагента (ингибитора)
Охрана недр и окружающей среды
Навигация
Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"
Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"
69510
знаков
14
таблиц
3
изображения
Введение
Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.
Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.
Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.
На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.
АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО – актуальная задача при интенсификации добычи нефти.
Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.
Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.
Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.
Многие глубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях НГДУ «Лениногорскнефть» (далее НГДУ «ЛН»), эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубах откладывается парафин. В НГДУ «ЛН» применяются различные методы дапарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.
2. Исходные данные
2.1 Орогидрография
Западно – Лениногорская площадь является частью нефтяного месторождения платформенного типа с углами падения 0°09¢ -0°17¢, в тектоническом отношении приурочена к структурному элементу второго порядка. Самые высокие абсолютные отметки залегания кровли пашийского горизонта отмечаются в северной части площади 1441,6 м. В южном направлении наблюдается пологое погружение слоев. Минимальные абсолютные отметки кровли горизонта Д1 составляют 1482 м. В географическом отношении площадь расположена на пересеченной балками и оврагами местности. Климат резко континентальный. Суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето.
Средняя январская температура колеблется от-13 °С до -14,5°С. Минимальная температура иногда -45 °С, максимальная температура достигает +38 ° С. Средняя июльская температура колеблется от +18,5 °С до +19,5 °С.
2.2 Стратиграфия
Наиболее возвышенная часть купола Ромашкинская вершина, являющаяся крупной структурой блокового строения и оконтуривается изогипсой 1500 м и имеет высоту около 50 м. Восточная часть вершины характеризуется наличием наиболее возвышенных участков.
Сложным строением отличается юго-восточный склон купола. Для западного склона преобладающим является меридиональное простирание структурных форм. Меньшей расчлененностью отличаются северный и северо – восточный склоны.
Анализ структурных поверхностей маркирующих горизонтов палеозоя дал
возможность выделить по разрезу до 6 структурно-тектонических комплексов или этажей СТЭ. Первый этаж отложения Эйфельского и Живетского ярусов среднего и нижнефранского подъяруса верхнего девона.
Верхняя граница второго этажа проводится по кровле тульского горизонта. Третий этаж – Верейского горизонта. Четвертый этаж – Верхнего карбона. Пятый этаж – отложения нижнего отдела перми. Шестой этаж – отложения верхнего, с проведением границ соответственно по кровле уфимских и татарских отложений. В тектоническом строении структурных этажей присутствует закономерное изменение и усложнение вверх по разрезу строения отложений и рельефа их структурных поверхностей.
Основным эксплуатационным объектом Западно-Лениногорской площади являются отложения пашийского горизонта франкского яруса верхнего девона. Продуктивные отложения пашийского горизонта Д1 являются основными промышленными объектами Ромашкинского месторождения. Пашийский горизонт является многопластовым объектом. Пашийский горизонт индексируется как Д1. Он сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Толщина горизонта достигает 42,5 м, нефтенасыщенная – 8,2 м.
В разрезе горизонта Д1 выделяются (сверху вниз) пласты «а», ²б
², ²б
², ²в², ²г
², ²г
+д², Эти пласты распространены по площадям и представлены в разрезах скважин далеко неравномерно. Статистический анализ видов разрезов показывает, с одной стороны многообразие сочетаний пластов, с другой стороны – преобладание в разрезе определенных устойчивых сочетаний на площади преобладают разрезы скважин с 4-мя, 5-ю и 6-ю пластами, которые составляют 67% их сочетаний.
Пласт «а» имеет основное развитие в центральной части площади. В интервале пласта «а» прослеживаются 3 прослоя пород-коллекторов, из которых наиболее развиты нижний и средний. По распределению алевролиты занимают 38,9% всей нефтеносной площади. Пласт «а² маломощный толщина достигает 5–6 м. Доля коллекторов с толщиной менее 3 м. составляет 67,7%. Пласт «а» содержит 6,7% извлекаемых запасов горизонта Д.
Пласт ²б² – маломощный, средняя толщина прослоев пласта пачки²б² в основном равна 2–3 м. Доля толщины менее 3 м. составляет 63,3%. Пласт содержит 11,5% извлекаемых запасов горизонта Д.
Пласт «б« – 71,6% площади занято коллекторами, средняя толщина пласта 2–3 м. Пласт «б3» развит в основном в виде линзообразных зон меридионального направления в центральной части месторождения, а на западе в виде разрозненных участков. Пласты толщиной менее 3 м. составляют 62,15%. Пласт «б« содержит 15,3% извлекаемых запасов горизонта Д.
Пласт «в» средняя толщина пластов 3,3 м. Уверенно выделяется в разрезах большей частью до 3 м. Составляет 51,7%. Пласт почти полностью находится в нефтяной зоне. Пласт содержит 18,3% извлекаемых запасов горизонта Д.
Пласт «г " в основном состоит из песчанников. По своим коллекторским свойствам это лучший из пластов горизонта Д. Средняя толщина пласта 4–6 м. Пласт содержит 19,3% извлекаемых запасов.
Пласт «г+д» представлен песчанно-алевролитовыми породами с хорошими коллекторскими свойствами.
Пласт «д» сливается с пластом «г«. На участках слияния пластов толщина коллекторов может достигать 20 м. Пласт содержит 28,9% извлекаемых запасов.
Похожие работы
... - 78 % Трубы всех типов исполнения, имеют длины: 1 группа - от 5,5 до 8,5 м 2 группа - свыше 8,5 до 10 м. 3.2 Техника и оборудование применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «ЛН» Для депарафинизации скважин в НГДУ “ ЛН” применяют различное оборудование. Краткое их описание и технические характеристики приведены ниже. Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин ...
... = 3148,5 т.р. + 1405,8 = 17206,5 т.р. С увеличением количества ремонтов затраты по техническому ремонту составили 17206,5 т.р 2. ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 2.1 Сущность технологического процесса борьбы с парафином Рассмотрим тепловой метод удаления парафина. Обычно в скважину и призабойную зону закачивают горячую нефть, керосин, дизельное топливо или боду с добавками ПАВ или без них. Для ...
... с использованием шкивов. 6.Постоянно производить выводы, после ПРС, о его причине. 3.3 Механизм и условия формирования АСПО в скважине Современные представления о механизме образования парафиновых отложений на скважинном оборудовании можно условно подразделить на осадочно-объемную теорию и кристаллизационно-поверхностную. Первая предполагает, что кристаллы парафина образуются в объеме ...
... реагента от плотности пластовой воды Марка реагента лотность вод, обводняющих скважину, кг/м3 СНПХ – 9633 В1 1015-1060 СНПХ – 9633 В2 1050-1130 СНПХ – 9633 А 1130-1185 3.5 Технология ремонтно-изоляционных работ с применением СНПХ-9633 на примере скважины 15403а НГДУ «Лениногорскнефть» 3.5.1 Требования к выбору объектов применения При выборе объектов для обработки композицией ...
0 комментариев