При увеличении нефтенасыщенной толщины от минимальной 1 м до максимальной 10 м пористость растет с 10,7% до 13,9% т.е. почти на 30%.
Проницаемость пласта
Абсолютная проницаемость пласта определялась в ЦНИПРе НГДУ «Аксаковнефть» путем анализа образцов керна из 110 скважин. Средняя проницаемость по воздуху при линейной фильтрации составила по 940 образцам керна 0,0068 мкм2. Анализом установлено, что изначально нефтенасыщенные образцы имеют большую проницаемость, чем водонасыщенные, которая в среднем по 807 определениям составляет 0,0078 мкм2. По 133 водонасыщенным образцам керна средняя проницаемость составила 0,0008 мкм2.
Нефтенасыщенный пласт с проницаемостью менее 0,05 мкм2, относящийся по отраслевой классификации к трудноизвлекаемым, встречается в 95% скважин.
Таким образом, по фильтрационной характеристике залежь нефти в карбонатных кизеловского горизонта относится к трудноизвлекаемым. Из теории и практики известно, что от проницаемости пласта зависит время восстановления пластового давления, которое при приведенных величинах проницаемости изменяется от 15 до 45 суток.
При определении проницаемости образцов керна с пористостью 5-8% оказалось, что последние, в большинстве, непроницаемые.
Незначительная проницаемость установлена в образцах, имеющих видимые горизонтальные трещины по стилолитовым швам.
Образцы керна, с такой пористостью имели нефтенасыщенность. Практически, в результате эксплуатационного разбуривания залежи, в скважинах, имеющих пористость 6-8% при освоении имеется приток нефти и они вводятся в эксплуатацию. Освоение большого количества нагнетательных скважин, более 50% которых расположены в зонах пониженных толщин и имеющих пористость 6-8%, не вызывало технологических затруднений. Скважины устойчиво, в течение многих лет, принимают пластовую высокоминерализованную девонскую воду при давлениях 3,0-6,0 МПа. Средняя приемистость составляет при этом давлении на устье 70-80 м3/сутки.
Нефтенасыщенность пласта
По керну нефтенасыщенность пласта неравномерная, пятнами различной интенсивности коричневой окраски, что обусловлено сложным текстурным и структурным строением карбонатного коллектора. Начальная нефтенасыщенность определена по комплексу геофизических исследований скважин и в среднем по пласту составляет 78%, изменяясь от 69,5% до 88%.
Остаточная нефтенасыщенность определена методом «сушки» по промытым фильтратом бурового раствора кернам и составляет 0,31 д.е. (479 определений).
Остаточная нефтенасыщенность изменяется по площади месторождения в весьма широком интервале, от 12 до 48%, что также является подтверждением сложности геологического строения продуктивного пласта. Анализом выявлена зависимость между остаточной нефтенасыщенностью и проницаемостью, представлена в таблице.
Остаточная нефтенасыщенность начинает интенсивно
увеличиваться при проницаемости менее 0,04 мкм2.
|
Интервал проницаемости, мкм2 |
Количество образцов |
Проницаемость мкм2 |
Остаточная нефтенасыщенность a н |
|
0,001-0,0025 0,0025-0,005 0,005-0,010 0,010-0,020 0,020-0,030 0,030-0,040 0,040-0,050 0,050-0,060 0,060-0,080 0,080-0,100 0,100-0,120 0,140-0,160 |
31 40 31 31 25 15 9 3 4 6 3 2 |
0,0018 0,0041 0,0074 0,0151 0,0271 0,0351 0,0452 0,0571 0,0705 0,0918 0,1122 0,1502 |
28,02 29,46 27,6 27,5 28,3 26,2 25,4 24,0 25,0 25,5 26,0 25,0 |
Физико-химические характеристики пластовых жидкостей
Физико-химические параметры нефти в пластовых условиях характеризуются следующими величинами:
Плотность - 855 кг/м3
Содержание серы - 2%
Содержание парафина - 3,3-4,7%
Содержание смол - 11,8%
Газовый фактор - 19м3/т
Вязкость - 9-12 м/Па·с
Давление насыщения - 5,0 Мпа
Температура - 18-300С
Пластовое давление - 14,2 Мпа
По составу нефть относится к тяжелым, сернистым, парафинистым, смолистым, повышенной вязкости.
Пластовые воды высокоминерализованные плотностью 1160-1118 кг/м3, хлоркальциевые. Формула их по Пальмеру: S1 S2 A2. Химический состав пластовых вод приведен в таблице.
Физико-химические показатели пластовой воды
|
Пласт |
Содержание ионов мг/л |
||||||||
|
|
Плот-ность |
Fe |
Cl |
SO42 |
HCO3 |
Ca+2 |
Mg+2 |
Cl +Na |
Na/Cl |
|
ТКЗI |
1,169 |
0,016 |
158723 |
684 |
206 |
8461 |
5396 |
7521 |
0,805 |
Эксплуатация скважин оборудованных ШСНУ
На данный момент на месторождениях разрабатываемых НГДУ «Аксаковнефть» большая часть скважин (добывающих) - 843 скважин - эксплуатируются при помощи ШСНУ, с дебитом на 1 скважину нефти - 1,9 т/сут., жидкости - 3,8 м3/сут.
В НГДУ «Аксаковнефть» используются станки качалки как Российских, так и зарубежных заводов-производителей. Из станков качалок (СК) зарубежного исполнения наиболее распространены СК следующих заводов-изготовителей:
«Vulcan», Bucuresti, Romania.
«Lufkin Industries», Texas, USA.
Из СК Российского исполнения в нашем НГДУ наиболее часто используются:
СК8-3-5500;
СК8-3-4000;
СК6-3-3500.
Технические данные Российских СК
|
Технические характеристики |
6СК6-3-3500 |
7СК8-3-4000 |
СК8-3-5500 |
|||||
|
Максимальная нагрузка на устьевом штоке, кН, кгс |
60(6000) |
80(8000) |
80(8000) |
|||||
|
Длина хода устьевого штока, м |
1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 |
|||||||
|
Допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, кН·м (кгс·м) |
35(3500) |
40(4000) |
55(5500) |
|||||
|
Число качаний балансира в мин. |
3,0-8,5 |
2,0-8,5 |
2,0-8,5 |
|||||
|
Система уравновешивания |
кривошипная |
кривошипная |
кривошипная |
|||||
|
Тип редуктора |
цилиндрический 3-х ступенчатый |
2-х ступенчатый |
||||||
|
Передаточное число |
51,45 |
37,18 |
51,45 |
|||||
|
Объем масла в картере, л |
70-120 |
60-70 |
70-120 |
|||||
|
Масса редуктора (с сухим картером), кг: стальной картер алюминиевый картер чугунный картер |
2710 2240 3500 |
2160 2400 3500 |
2710 2400 3500 |
|||||
|
Привод редуктора |
Клиноременная передача |
|||||||
|
Тип клинового ремня |
С(В)-4000-ТХЛ-2 |
С(В)-4000-ТХЛ-2 |
С(В)-4000-ТХЛ-2 |
|
||||
|
Количество клиновых ремней, шт. |
6 |
6 |
6 |
|
||||
|
№ Эл. Двигателя, кВт |
15-18,5 |
22-30 |
22-30 |
|
||||
|
Подвеска устьевого штока, тип |
ПСШ 15 ТУ26-16-54 |
|
||||||
|
Пульт управления |
ПУСК01 |
ПУСК10 |
ПУСК01 |
|
||||
|
Питание эл. оборудования: напряжение, В частота, Гц |
380 50,60 |
380 50,60 |
380 50,60 |
|
||||
|
Габаритные размеры привода, мм: длина ширина высота |
6925 2250 5355 |
6925 2278 5355 |
6925 2250 5355 |
|
||||
|
Уровень шума привода, дБ |
Не более 90 |
|
||||||
|
Масса привода, кг |
13000 |
11790 |
13000 |
|
||||
|
Средняя наработка на отказ, ч |
4000 |
|
||||||
|
Средний ресурс до первого КРС, ч |
80000 |
60000 |
80000 |
|
||||
|
Полный средний срок службы, ч |
13000 |
|
||||||
В состав базового привода СК8-3-5500 входят следующие основные части: рама 19, стойка 3, балансир 1, траверса 14, шатун 6, кривошип 16, подвеска устьевого штока 20, редуктор 15, тормоз 13, ограждение 18, площадка верхняя 2, смотровая площадка 7, противовес 17; остальные части привода являются либо приборами для обслуживания привода, либо крепежными элементами: кронштейн с выключателем 4, упор 5, ведомый шкив 8, электродвигатель 9, ведущий шкив 10, плита поворотная 11, ремень 12, ось 21, стяжка 22, головка балансира 23, пульт управления 24, опора балансира 25, рукоятка тормоза 26.
По особому заказу может поставляться зажим устьевого штока и приспособление для монтажа и демонтажа кривошипа, съемник для шкивов.
Зажим устьевого штока используется при ремонтных и профилактических работах для удержания колонны штанг. Момент затяжки болтов зажима 150-200 Н·м (15-20 кгс·м).
Редуктор трехступенчатый, с цилиндрическими прямозубыми колесами на быстроходной ступени и с шевронными зубчатыми на тихоходной ступени. Корпус редуктора имеет горизонтальную плоскость разъема, которая проходит через оси ведущего 10 и ведомого 3 валов. Валы редуктора установлены на роликовых сферических двухрядных подшипниках. Смазка подшипников комбинированная: разбрызгиванием и принудительным подводом масла по направляющим лоткам. В лотки масло забирается из картера редуктора черпаками, закрепленными на шестернях ведомого вала.
Подвеска устьевого штока предназначена для передачи усилия от привода на устьевой шток. Для установки в подвеске гидравлического динамографа (без снятия нагрузки) в нее устанавливают два винта, с помощью которых раздвигаются траверсы подвески.
Нижняя головка шатуна с осью кривошипа, установленной на подшипниках, крепятся болтами к башмаку. Со стороны клиноременной передачи должна быть установлена нижняя головка шатуна с левой резьбой на оси кривошипа, с другой стороны нижняя головка шатуна с правой резьбой на оси кривошипа. Ось вставляется в отверстие кривошипа и через разрезную втулку 2 и шайбу 4 затягивается гайками.
Тормоз.
Тормоз - двухколодочный. Правая 4 и левая 2 колодки крепятся на верхнем картере редуктора 1, а тормозной шкив 12 установлен на ведущем валу 13. Торможение шкива осуществляется с помощью рычага 10, тяги 7 и плавающего рычага 6. Для фиксирования в заторможенном положении стопор 3 вводится в зацепление в паз тормозного шкива 12. На рычаге 10 управления тормозом имеется кнопка 11, посредством которой рычаг фиксируется в зубчатом секторе 9. Регулировка зазора между тормозными колодками и шкивом обеспечивается изменением длины тяги 7 при помощи муфты 8 и положения упорного болта 5.
Для уравновешивания привода, исходя из выбранного режима эксплуатации, необходимо определить требуемое количество и место расположения противовесов на кривошипах.
Находим требуемый уравновешивающий момент Мур:
Мур=Ршт+0,5Рж=S/2(0,53Рmax+0,4Рmin), где
- длина хода устьевого штока, м;
Ршт - масса штанг в жидкости, кг;
Рж - масса столба жидкости в НКТ над плунжером насоса, кг;
Рmax и Рmin - max и min нагрузка в точке подвеса штанг, кгс.
По рассчитанному Мур по графику определяется количество противовесов и место их установки на кривошипах.
Допустим, что Мур=57кН·м, тогда для уравновешивания привода необходимо установить на кривошипе 4 противовеса на отметке L=0,67м, 3 противовеса на отметке L=0,81м или 2 противовеса на отметке L=1,08м.
Из Румынских СК у нас используются:
ИР9Т-2500-3500М;
ИР12Т-3000-5500М, где
и12 - нагрузка на устьевом штоке, т;
Т - конструктивный вариант: редуктор на опорах;
и 3000 - длина хода устьевого штока, мм;
и 5500 - максимальный момент на редукторе, кгс·м;
М - роторное уравновешивание.
Также есть варианты: С- комбинированное уравновешивание; В-
балансирное уравновешивание.
Техническая характеристика
|
Технические данные |
ИР9Т-2500-3500М |
ИР12Т-3000-5500М |
|
Нагрузка на полиров. штоке, кг |
9000 |
12000 |
|
Максимальный момент редуктора, кгс·м |
3500 |
5500 |
|
Длина ходов, мм: |
2500 2000 1500 1200 900 |
3000 2500 2000 1500 1200 |
|
Число двойных ходов в мин. |
6;15 |
6;12 |
|
Передаточное число редуктора |
1:36,34 |
1:36,10 |
|
Диаметр клиноременного шкива, мм |
800 |
1120 |
|
Эффект статического уравновешивания, кг |
5950 |
8055 |
|
Количество клиновидных ремней, шт |
6 |
5 |
|
Профиль и длина ремней |
С |
Д |
|
Емкость картера редуктора, л |
150 |
230 |
|
Вес редуктора, кг |
2647 |
4444 |
|
Вес станка качалки, кг |
12692 |
18820 |
|
Конструктивная неуравновешенность, кг |
+240 |
+232 |
Составные части СК Румынского исполнения теже, что и составные части СК Российского исполнения. Различие заключается в расположении различных узлов относительно друг друга, типоразмеры этих узлов и их исполнение, но общий смысл работы как самой СК так и отдельных узлов не изменился.
Глубинные штанговые насосы бывают невставные (трубные) и вставные: у первых цилиндр монтируется на резьбе на конце НКТ и спускается в скважину вместе с трубами, у вторых он предусмотрен внутри НКТ. Также насосы классифицируются в зависимости от их диаметров:
малого диаметра - 28, 32, 38, 43 мм;
среднего диаметра - 55 мм;
большого диаметра - 68, 82, 93 мм и более.
В НГДУ «Аксаковнефть» в основном используются вставные насосы малого и среднего диаметров.
Большим преимуществом вставного насоса является то, что для его смены или проверки состояния насоса не требуется поднимать и спускать НКТ, что намного упрощает и ускоряет подземный ремонт, удлиняет срок службы резьбовых соединений НКТ. Но также есть и минус в использовании вставных насосов. Так 43-мм трубный насос можно спустить на 60-мм трубах (dвнут=50мм), а вставной насос тогоже диаметра требует применения труб большого диаметра, т.е. 73 мм (dвн=62мм). При этом увеличивается вес насосного подъемника в 1,4 раза.
Изготовляют следующие типы вставных штанговых скважинных насосов:
НСВ1- вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с замком наверху;
НСВ2- вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с замком снизу;
НСВГ- вставной, одноступенчатый, двухплунжерный с замком наверху;
НСВД- вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с замком наверху;
Насосы НСВ1 и НСВ2 изготовляют в следующих исполнениях:
без буквенного обозначения - с седлами клапанов из нержавеющей стали;
П - с седлами клапанов из твердого сплава (только для НСВ1);
В - с седлами клапанов из твердого сплава, пескозащитным
устройством и сепаратором.
Характеристика жидкости, откачиваемой штанговыми насосами
|
Насос |
Содержание мех. Примесей, % |
Содержание свободного газа на приеме насоса, % (не более) |
Вязкость жидкости, Па·с (не более) |
|
НСВ1 |
0,05 |
0,025 |
|
|
НСВ1В |
0,20 |
10 |
0,015 |
|
НСВ1П |
0,20 |
10 |
0,025 |
|
НСВ2 |
0,05 |
10 |
0,025 |
|
НСВГ |
0,05 |
10 |
0,300 |
|
НСВД |
0,05 |
25 |
0,015 |
Насосы изготовляют следующих групп:
Группа посадки: 0 I II III
Зазор, мм: 0-0,045 0,02-0,07 0,07-0,012 0,12-0,17
На всех ШСНУ штанги и трубы Российского производства. На
практике доказано, что из СК используемых в нашем НГДУ наиболее надежны в
эксплуатации СК Румынского исполнения, а наиболее ненадежные - СК Российского
исполнения.
Эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН
В НГДУ «Аксаковнефть» на 1.01.2002 года фонд добывающих скважин оборудованных ЭЦН составил 302 скважины, большая часть из которых находится на Шкаповском месторождении (190 скважин). На остальных месторождениях в основном скважины эксплуатируются при помощи ШСНУ.
Кроме добывающих скважин установками ЭЦН эксплуатируются нагнетательные скважины (521) и водозаборные (113).