Лениногорский нефтяной техникум
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
Тема: «Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади»
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
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.