30-40 м

200 - 400 м

- 1700 м

Рис. 1 Схема конструкции скважины:

1 - направление

2 - кондуктор

3 - экс. колонна

Спуск направления на глубину 20 м вызван необходимостью перекрытия обваливающихся неустойчивых пород и подъёма цемента до устья. Для обеспечения вертикальности ствола предусматривается, применение системы центраторов: наддолотный и надтурбобурный.

Бурение под кондуктор производится после спуска и цементажа направления с глубины - 0 до 300 м. Спуск 245 мм кондуктора на глубину 300 м вызван необходимостью укрепления неустойчивости пород. Подъём цемента за кондуктором до устья.

Спуск - 146 (168) мм эксплуатационной колонны до устья - 1800 м. Подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеет башмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упорное кольцо, цементирующие фонари, пружинные скребки. Для образования монолитного цементного камня вокруг обсадной колонны и предупреждения его разрушения при перфорации на каждую обсадную трубу устанавливают по 2 центратора и до 20 скребков в интервалах возможного поступления воды к продуктивной части разреза.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН»

Эксплуатационный фонд скважин в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” составляет 697 скважин. Ниже приведены основные данные по фонду скважин.

Таблица 4

Состояние эксплуатационного фонда скважин на 1.05.2001г

Из таблицы видно, что количество скважин эксплуатируемых ШГН - 82,5 %. Установками ЭЦН эксплуатируется 13 % эксплуатируемого фонда. 99,9 % всей добычи нефти извлекается механизированным способом, в том числе ШГН - 72,92 %, УЭЦН - 26,96 %.

Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованным ШГН, составляет 2,36 т/сут, по УЭЦН - 5т/сут.

Средняя обводнённость продукции по скважинам, эксплуатируемым ШГН составляет 49,4 %, по УЭЦН-92,7 %.

Средняя глубина подвески штанговых насосов на девонских скважинах 1250 - 1450 м, на угленосных - 800 - 900 м.

2.2 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании

Основные исследования механизма образования отложений парафина были выполнены в 50 - 60 годах, когда на крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция и проблема образования парафиновых отложений стояла очень остро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашкинского месторождения составлял всего лишь 3 - 4 часа.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений изменились геолого-технические условия добычи нефти, и расширилась область возможного формирования отложений.

Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) в условиях высокой обводненности скважин при низких забойных давлениях образуются в соответствии со следующей теоретической моделью.

Единственным источником возникновения асфальто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафина растворенные в нефти и выстраивающие кристаллическую решетку твердой фазы.

Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхности при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.

На поздней стадии разработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет большого количества холодной воды, а, следовательно, общем снижении теплового потока.

Например: пластовая температура в начале разработки Ромашкинского месторождения составляла 410С, а максимальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 330С.

Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны увеличивает удельный объём контактирующего со стенками нефтепромыслового оборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формирования отложений парафина за счет более интенсивной подпитки материалом растущих кристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потока при этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.