3. Обработки скважин профилактическими промывками.

В 1999г. профилактические промывки скважин производились следующими растворами (дистиллятом смесью дистиллята с нефтью (НДС), горячей нефтью, водным раствором МЛ-80) в колличестве 1057 обработок за год. К 2002 г, этот показатель уменьшился и составил 142 промывки, а к 2003г –90 промывок.

Такое сокращение промывок связано с малой эффективностью применяемого метода и с внедрением более эффективных методов (скребков, НКТ с защитным покрытием и т.д.) Тенденция сокращения промывок имеет место и на сегодняшний день.

4 Пропарка манифолъда и нефтепровода.

С применением скребков - центраторов, колонна НКТ лучше защищена от отложений АСПО, в связи с этим отложение парафина все более смещается к устью скважины, а это ведет к запарафиниванию устьевой арматуры. В связи с этим, количество пропарок устьевой арматуры увеличилось и составило в 2003 году 76 пропарок манифолъда.

Если сравнить применяемые методы в 2002г, и в 2003г (рис 13, по табл 14), то можно сделать вывод, что к 2003г., увеличилось количество внедрения скребков, уменьшились профилактические промывки. Центраторы - депарафинизаторы, скребки завода «Радиоприбор», магнитные депарафинизаторы, микробиологические обработки не применялись.

На сегодняшний день не применяются:

1. Микробиологические обработки скважин, как не эффективные.

2. Магнитные депарафинизаторы, начиная с 1999 г, они не применяются, как не эффективные.

3. Ингибиторы парафиноотложения, из-за высокой стоимости затрат на внедрение.

4. Электропрогрев НКТ, как экономически не выгодный.

3.7 Контроль за работой скважин, на которых применяются методы борьбы с АСПО

В технологической службе промысла имеется список скважин парафинистого и осложненного фонда . Именно на этих скважинах применяются средства борьбы с АСПО и за ними ведется постоянный контроль. Контроль заключается в следующем:

1. Два раза в месяц снимается диннамограмма работы глубинно-насосного оборудования. Динамометрирование осуществляется при помощи приборов для записи или визуального наблюдения динамограмм - динамографов или динамоскопов. На промыслах применяется динамограф ДГ-3 (ГДМ-3). С помощью диннамограммы определяются качественные показатели работы глубинно-насосного оборудования: Во первых, определяются отдельные параметры пласта и скважины и проверяется режим работы насосной установки. Во вторых, проверяется исправность работы штангового насоса и выявляются механические неисправности отдельная узлов подземного оборудования: негерметичность приемного и нагнетательного клапанов насоса, влияние газа, прихват плунжера, обрыв штанг, неправильность монтажа насоса, негерметичность труб.

Динамограмма штангового насоса представляет собой замкнутую кривую. Она записывается на бумажной ленте в промежуточной системе координат. Размеры и форма динамограммы определяются длиной хода полированного штока и действующих на него усилий, которые, в свою очередь , зависят от глубины спуска и диаметра насоса, числа качаний и от характера нарушений в подземном оборудовании или гидростатической нагрузки на плунжер. Неисправности насосной установки и другого глубинно-насосного оборудования можно определить по динамограмме, т.к. они влияют на форму и размеры динамограммы.

2. На скважинах подверженных запарафиниванию проводят периодический демонтаж: устьевой арматуры и наблюдают за интенсивностью парафинизации. Задача работников промысла не допустить полной парафинизации оборудования устьевой арматуры. Для этого периодически проводят пропарку устьевой арматуры с помощью ППУ. Когда расстояние от насоса до устья защищено скребками-центраторами, центраторами-депарафинизаторами, применением НКТ с защитным покрытием), то отложение парафина происходит в устьевой арматуре, поэтому так важно следить за ее исправностью и своевременно применять меры по предупреждению и удалению парафина. Периодичность пропарки определяют по наличию парафина и скорости его отложения в устьевой арматуре.

3. Ежедневно производят замер дебита жидкости на групповых замерных установках и находят зависимость «дебит- динамический уровень» Изменения динамического уровня измеряют с помощью эхолота. Если дебит жидкости уменьшается то происходит увеличение столба жидкости в затрубном пространстве (при условии что Рпл. постоянно) При этом Ндин уменьшается. По мере уменьшения Ндин судят о запарафинивании НКТ, при котором происходит уменьшение проходного сечения труб, что ведет к уменьшению дебита и неполадкам в работе глубинно-насосного оборудования.

4.Замеряют давление с помощью манометра. Изменение давления во времени фиксируется при помощи манометра, установленного на манифольде устьевой арматуры. По результатам замеров забойного (или затрубного) давлений и дебитов строится индикаторная кривая восстановления давления, а на основании серии определений динамического уровня получается кривая воcстановления уровня.

По кривым воcстановления уровня или давления определяется коэффициент продуктивности скважины.

Контроль технического состояния объектов насосной нефтедобычи по замерам дебита и динамометрирования (телединамометрирования) осуществляется на нижнем уровне т.е., в цехе.

Вся информация о выявленных аварийных случаях передается в центральную инженерно-технологическую службу(ЦИТС). В центральной диспетчерской службе ЦДНиГ-1 формируются графики движения бригад текущего и капитального ремонтов.

3.8 Расчет подбора глубинно-насосного оборудования скважины при внедрении скребков

Исходные данные

Расчеты проводятся для скважины 6029. Глубина скважины L=1800 м, забойное давление Рзаб=9 МПа, планируемый дебит жидкости Qжд=25м3/с, объемная обводненность продукции 0,6, плотность дегазированной нефти 870 кг/м3, плотность пластовой воды 1180 кг/м, плотность газа 1,2 кг/м3, кинематическая вязкость жидкости 1,9*10-6м2/с, газовый фактор Г0=54м3/т, давление насыщения нефти Рнас=8 МПа, устьевое давление Ру=1,2 МПа, средняя температура скважины Т=343 К, объемный коэффициент нефти вн=1,13, процентное содержание воды в нефти nв=38%

Расчет и подбор глубинного оборудования.

Обоснование выбора компоновки ШСНУ.

1.Для откачки обводненной смеси давление на приеме насоса

Рпн = 0,3 * Рнас (1),

где Рпн – давление на приеме насоса, МПа

Рнас – давление насыщения МПа

2.Определяем глубину спуска насоса

(2),

где ρсм – плотность смеси кг/м3

Нскв – глубина скважины м

Рн – давление на приеме насоса, МПа

Рзаб.опт – давление забойное опт., МПа

Рзаб.опт = Рнас

3.Определяем плотность пластовой жидкости с учетом процентного содержания воды в нефти 38%,т.к. nв 80% ,то