Читать курсовая по геологии: "Методы борьбы с АСПО" Страница 1

(Назад) (Cкачать работу)

Введение

скважина смолистый парафиновый отложение

На многих месторождениях нефти добыча осложняется асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями (АСПО), образующимися на поверхности нефтепромыслового оборудования и в призабойной зоне скважин. В результате уменьшается живое сечение лифтовых колонн, приводящее к снижению их пропускной способности, уменьшается текущий дебит скважин, снижается их продуктивность и, в конечном счете, коэффициент нефтеотдачи пласта.

Интенсивность отложений при добыче парафинистых нефтей зависит от свойств и состава нефти, физических параметров потока, характеристики поверхности оборудования. Необходимым условием образования парафиновых отложений является снижение температуры потока ниже температуры насыщения.

Методы борьбы с АСПО можно разделить на механические, химические, тепловые, физические и комбинированные. В сравнении со всеми остальными методами механические методы являются наиболее действенными и дешевыми, что не мало важно при стремлении к сокращению затрат.

1. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, осложненных формированием АСПО

Рисунок 1.1 - Распределение скважин по типу эксплуатации Таким образом, на рисунке 1.1, из 100% скважин (130 скважин), 54,5% от общего фонда (71 скважин) не осложненны формированием АСПО. 27% скважин (35 скважин) оборудованных УШГН, и 18,5% (24 скважины) скважин оборудованных УЭЦН осложненны формированием АСПО.

Из рисунка 1.2 видно, что 60% скважин, оборудованы приводами штангового насоса типа ПНШ. При этом 11,4% ПШГНТ, также 5,7% скважин приводами балансирного типа, механического действия, с преобразующим механизмом, типа СКДР, СК и СКД, 2,7% СКР, и 11,4% ПНШТ.

Рисунок 1.3 - Распределение УШГН по типу насоса Из рисунка 1.3 видно, что наибольшее количество скважин, 40% оборудовано вставными насосами типа 125-RHAM, и малая часть 2,9% трубными насосами типа 125-THM, 125-THMT, 225-ТНМТ.

Таким образом, 16,7% скважин оборудовано насосами типа ЭЦНМ5-60, ЭЦН5-50 - максимальное значение, и 4% насосами типа ЭЦН5-125, ЭЦНА5-30 - минимальное значение.

Рисунок 1.5 - Распределение УШГН по глубине спуска насоса Из рисунка 1.5 видно, что большинство скважин, оборудованных УШГН, имеют большие глубины спуска насоса в интервале 1050-1250 м.

Из рисунка 1.6 видно, что 41,7% скважин имеют глубину спуска насоса в интервале 1190-1290 м - максимальное значение, и минимальное 4,2% в интервале 990-1190 м, 1390-1490 м.

Таким образом, из проведенного анализа фонда скважин, осложненных формированием АСПО, ЦДНГ-1 на Матросовском месторождении, можно сделать вывод, что основная доля 27%, имеет тип эксплуатации УШГН с приводом штангового насоса типа ПНШ, со вставным насосом типа 125-RHAM, а 18,5% приходится на скважины оборудованные УЭЦН. 2. Анализ режимов работы скважин, осложненных формированием АСПО

Рисунок 2.1 - Распределение УШГН по обводненности Из рисунка 2.1 видно, что 45,7% скважин добывают малоообводненную продукцию - 0-40%. 11,4% среднеобводненную - 40-80%. Остальные 42,9% скважин высокообводненную - 80-100%.

Рисунок 2.2 - Распределение УЭЦН по обводненности Из рисунка 2.2 видно, что 54,2% скважин добывают

Похожие работы