Размещено на http://www.allbest.ru/

75

Содержание

Введение

1. Геолого-физические условия эксплуатации скважин с применением УЭЦН

1.1 Геологическая характеристика объекта разработки

1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

1.3 Состав и основные физические свойства нефти, газа и пластовых вод

Выводы

2. Современное состояние разработки объекта

2.1 Характеристика осуществляемой системы разработки. Конструкции скважин

2.2 Динамика и современное состояние разработки объекта

3. Назначение и устройство УЭЦН

4. Анализ соответствия установленного оборудования и режима его работы добывающим возможностям скважин

4.1 Расчеты по подбору оборудования УЭЦН и обоснованию режима его работы (с применением ЭВМ)

4.2 Сопоставление результатов расчетов по подбору оборудования и режима его работы с фактическими

4.3 Причины отказов УЭЦН

Выводы

5. Рекомендации по повышению эффективности эксплуатации скважин с применением УЭЦН

5.1 Предложение по стабилизации электроснабжения питания установок УЭЦН

5.2 Рекомендации по применению фильтров для удержания проппанта и пластового песка в призабойной зоне скважин

5.3 Рекомендации по применению шламоуловителей с большим объемом кармана для осадконакопления проппанта и механических примесей (мех. примесей)

5.4 Рекомендации по применению вставных труб 146мм для эксплуатационных колонн скважин 168 и 194мм

5.5 Рекомендации по учету минимально необходимого притока из пласта пластовой продукции для достаточного охлаждения погружных электродвигателей УЭЦН при эксплуатации оборудования с номинальной частотой питающего напряжения

5.6 Рекомендации по расчету минимально необходимого притока из пласта пластовой продукции для достаточного охлаждения погружных электродвигателей УЭЦН при эксплуатации оборудования на частотах питающего напряжения отличных от номинального значения

5.7 Определение технической эффективности предлагаемых мероприятий

Выводы

6. Экономическая часть

7. Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации УЭЦН

8. Охрана окружающей среды при эксплуатации УЭЦН

8.1 Основные нарушения правил охраны окружающей среды при эксплуатации УЭЦН и возможные экологические последствия

8.2 Анализ состояния охраны окружающей среды

8.3 Общая экологическая характеристика Крапивинской группы месторождений

8.4 Рекомендации по предотвращению отрицательного влияния на окружающую среду в связи с работой УЭЦН

Заключение

Список использованной литературы

Введение

В административном отношении Крапивинская группа месторождений расположена в Каргасокском районе Томской области, и лишь не большая по площади его юго-западная часть (район скважин 200,221,220) входит в состав Омской области Западной Сибири. В 37 км. На юго-восток от него находится разрабатываемое ОАО ТОМСКНЕФТЬ Игольско-Таловое нефтяное месторождение, в 7,5км на юг Западно-Карайское и в 20 км на юго-восток Карайское нефтяные месторождения, находящиеся в разведке. В орогидрографическом плане Крапивинское месторождение расположено в междуречье рек Крапивная и Ягылъ-ях правыми притоками р.Васюган. Более мелкие реки района - Большой и Малый Юнкуль пересекают месторождение в его северной части. Гидрографическая сеть района (р. Ягыльях, Крапивная, Большой и Малый Юнкуль) не представляет практического интереса для судоходства из-за небольшой ширины и глубины рек. Наиболее крупная из перечисленных рек «Ягыль-ях» достигает ширины 14м., ее глубина не превышает 2м. На ней обустроен причал для выгрузки маломерного флота, доставляющего на месторождение нефтепромысловое оборудование и грузы строительного назначения. скважина нефть электроснабжение газ

Рельеф района типично равнинный слабовсхолмленный. Характерны высокая (до 50-60%) заболоченность пойм рек и территории в целом, а также большое количество озер. Восточная и южная части месторождения покрыты смешанным редким лесом (береза, осина, сосна, ель).

В экономическом отношении район развит слабо. Ближайший населенный пункт - пос. Новый Васюган расположен в 70 км на северо-восток от месторождения. В апреле 2002г. запущен нефтепровод соединяющий Крапивинское с УПН п.Пионерный. Линии ЛЭП на месторождениях развиты. Энергоснабжение на группе месторождений осуществляется посредством ВЛЭП 110 кВольт с Игольского месторождения. Дорожная сеть на месторождении развита слабо. В 60 км. на восток от месторождения проходит бетонная дорога, соединяющая Каймысовскую группу нефтяных месторождений (Первомайское, Катыльгинское, Зап. Катыльгинское и др.) с Игольско-Таловым, пос. Новый Васюган и г. Стежевой. Круглогодичного сообщения с этой дорогой у Крапивинской группы месторождений нет.

Крапивинское нефтяное месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию, выявленное и подготовленному к глубокому бурению в 1967-1968гг. Промышленная нефтеностность месторождения установлена в 1969г. бурением поисковых скважин №№195,196,198.

Запдно-Моисеевская структура выявлена сейсморазведочными работами МОГТ с/п 4,5,7/80-81 Томского геофизического треста и детализирована работами сейсмопартии 4,5,7/86-87. В региональном тектоническом плане принадлежит Западно-Моисеевскому локальному поднятию, осложняющему Каймысовский свод. Первооткрывательницей месторождения является сводовая поисковая скважина 20п, пробуренная в 1991г. силами ГГП “Томскнефтегазгеология”. На месторождении пробурены и испытаны поисковые скважины 21п и 22п. В 1999г. месторождение передано на баланс ОАО “Томскнефть ВНК”, после чего пробурена и исследована поисково-оценочная скважина 24р.

Междуреченская структура выявлена и подготовлена под поисковое бурение в 1987 году сейсморазведочными работами МОГТ Томским геофизическим трестом, с/п 4, 5, 7/85-86. В региональном тектоническом плане принадлежит Междуреченскому локальному поднятию, осложняющему Каймысовский свод. Первооткрывательницей месторождения является сводовая поисковая скважина №10, пробуренная в 1996 году ГГП “Томскнефтегазгеология”. Позже здесь пробурены и испытаны две разведочные скважины №№11 и 12.

Обзорная карта Васюганского района работ

Карта №

Весь комплекс геолого-поисковых и геологоразведочных работ на месторождении осуществлялся производственным геологическим объединением “Томскнефтегазгеология” и его предприятием ЗНГРЭ.

По результатам бурения и раздельного испытания скважин установлено сложное многопластовое строение месторождения. Пласты характеризуются крайне неоднородным строением по толщине, лито фациям, продуктивности, запасам и тд. Наиболее высокодебитный в разрезе представляется пласт Ю1³⁺⁴, где дебиты фонтанирующих скважин изменяются от первых м3\сут до первых сотен м3\сут.

Основными ограничениями при фонтанном способе эксплуатации является:

1.- низкий газовый фактор (26м³/м³)

2.- низкое давление насыщения(4 МПа)

3.- низкий коэффициент продуктивности по отдельным скважинам (менее 2 м3/сут.МПа).-

Более подходящим способом эксплуатации для данных условий является механизированный способ добычи, тем более что здесь нет значительного вредного влияния газа на работу оборудования. Но поскольку ни один из видов мех. добычи не может сравниться по объемам перекачиваемой жидкости с УЭЦН, то выбран именно этот способ за основной на данном этапе разработки объектов нефтедобычи. Тем более что, укомплектовывая погружное оборудование УЭЦН частотными преобразователями, появилась реальная возможность в проведении плавного регулирования темпов отбора скважинной продукции.

В настоящее время на Крапивинской группе месторождений в эксплуатации находится 130 скв. и все они оборудованы ЭЦН. Среднесуточная добыча составляет около 29000 м3 с процентом обводнённости 22%. Из разведочного фонда в эксплуатации находятся скв. 10P, 24P, 25P, 26P, 29P, 30P, 31P, 207Р, 201Р, 204Р и 211Р.

В данной работе ставится задача изыскания возможности эффективности эксплуатации УЭЦН на месторождениях Крапивинской группы. Изыскание методов увеличения межремонтного периода работы (МРП) УЭЦН после проведения на скважине гидроразрыва пласта (ГРП).

1. Геолого-физические условия эксплуатации скважин с применением УЭЦН

1.1 Геологическая характеристика объекта разработки

В геологическом строении Крапивинской группы месторождений принимают участие терригенно-осадочные метаморфизованные образования доюрского основания, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Отложения вскрыты и изучены бурением поисково-разведочных скважин. Геолого-геофизические разрезы Западно-Моисеевского и Двуреченского месторождений были сопоставлены и откоррелированы с аналогичными и хорошо изученными разрезами близлежащего Крапивинского месторождения.

Схема литологической изученности

Схема №

Доюрские образования.

Доюрские образования вскрыты на месторождении лишь двумя скважинам - №№ 195 и 200 на мощность от 80 до 107 м. Залегают на глубине 2810 + 2950 м. Литологически представлены преимущественно эффузивными породами - спилитами, диабазами, на которых развита кора выветривания мощностью 15 + 20 м. Спилиты и диабазы изменены динамометаморфизмом и находятся в зеленокаменной фазе превращения пород. Толща практически непроницаема, коллекторы в ней отсутствуют.

Отложения коры залегают с размывом и стратиграфическим несогласием на доюрском метаморфизованном основании и выделяются в составе тюменской, васюганской, георгиевской и баженовской свит. Глубина их залегания оценивается в пределах от -2623 м (скв. 191) до -2723 м (скв. 205). В литофациальном отношении комплекс этих отложений выражен в прибрежно-морских, континентальных и лагунных фациях и сложен песчаниками, алевролитами, аргиллитами и углями.

Юрская система

Разрез юры характеризуется литофациальной изменчивостью песчаных пород, как по разрезу, так и по площади, распространением внутри толщи локальных седиментационных размывов, прерывистым и линзовидным залеганием песчано-алевролитовых пластов среди глин.

Отложения юрской системы несогласно залегают на размытой поверхности складчатого фундамента, породы которого, по аналогии с близлежащими месторождениями, сложены кварцевыми порфирами, туфами, альбитофирами. Встречаются аргиллиты серицитизированные, щелочные кварцевые порфиры и др.

Последовательность геологического анализа заключалась в следующем. На основе более детального изучения кернового материала и данных ГИС была построена литолого-фациальная модель пласта Ю13, где выделены литотипы и литофации. Литотипы характеризуют неоднородность строения пласта по площади, а выделенные литофации - отражают литологическую неоднородность строения каждого литотипа в разрезе.

Лито-фациальная модель пласта Ю13 Крапивинского месторождения

Схема №

В составе данной системы выделены два отдела: нижний-средний и верхний. Отложения нижнего и среднего отдела представлены тюменской свитой, верхнего - васюганской, георгиевской и баженовской свитами. В свою очередь, по литологическим особенностям строения васюганская свита расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Толщина вскрытых отложений составляет 141-258 м.

Тюменская свита.

Полные разрезы отложений свиты вскрыты между скважинами - №№ 195 и 200, и неполные в 19 скважинах - №№ 191. 192, 193, 196, 198, 199, 201, 202, 203, 204, 205, 206, 207, 208, 210, 214, 215, 220 и 221. Залегает с глубоким размывом, угловым и стратиграфическим не согласием на доюрском консолидированном основании. Разрез имеет двухчленное строение. Нижняя часть, преимущественно, глинистая. Литологически сложена аргиллитами углистыми с резко подчиненными маломощными (1+1,5) прослоями алевролитов, песчаников, углей и их разностей; верхняя - алевролитопесчаная характеризуется чередованием пачек алевролитов, углистых аргиллитов и углей с прослоями и линзами песчаников толщиной от 2 до 40 м и углей толщиной 1-2 м. Песчаные пласты верхней толщи часто выклиниваются и замещаются на более глинистые разности пород от алевролитов до аргиллитов и имеют спорадический характер распространения. В их основании прослеживаются, как правило, пласты углей. Песчаные пласты выделяются под индексами Ю₂, Ю₃, Ю₄, Ю₅ и Ю₆. В шлифах песчаники мелко-среднезернистые, гора параллельно и косослойчатые, полимиктовые, кварц-полевошпатовые, содержат нередко обильный углефицированный растительный детрит, сидерит. Цемент поровой, порово-базальный глинистый. Аргиллиты углистые, темно-серые (до черных), ожелезненные с включениями обугленных растительных остатков. В верхней части разреза свиты в разрезе скв. 206 обнаружен споро-пыльцевой спектр голосеменных, споровый папоротников, плаунов и селягинелл, который позволяет датировать возраст описанных отложений как байосский средней юры.

Мощность свиты 92 + 214 м.

Васюганская свита.

Разрез свиты вскрыт на полную мощность большинством пробуренных скважин, за исключением скважин №№ 190, 194, 209, 211 и 212, забои которых расположены в низах этой свиты. Залегает с размывом на отложениях тюменской свиты. Свита подразделяется на две подсвиты.

Нижневасюганская подсвита представлена аргиллитами серыми и темно-серыми, массивными, слоистыми, нередко известковистыми и известковыми. Мощность подсвиты составляет 35-40 м.

Верхневасюганская подсвита сложена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углистых аргиллитов. По литофациальной характеристике подсвита расчленяется на три толщи - подугольную, межугольную и надугольную и включает в себя до четырех песчаных пластов, индексируемых как (сверху вниз) Ю1¹, Ю1², Ю1^М и Ю1³. Характерна литологическая изменчивость пород-коллекторов пластов, вплоть до их полного выклинивания и замещения (пласт Ю1²). Песчаники и алевролиты серые, разнозернистые, кварц-полевошпатовые и полимиктовые, нередко известковистые, однородные, слоистые слабо - и крепкосцементированные. Аргиллиты серые, темно-серые (до черных), нередко алевритистые, массивные и слоистые. В средней части разреза встречаются углистые аргиллиты и маломощные прослои углей. Мощность свиты 22-30м. Верхняя подсвита Крапивинского месторождения, соответствует по объему горизонту Ю1, в составе которого выделяются два продуктивных песчаных пласта Ю1^3-4 и Ю1^1-2 разделенные углисто-глинистой перемычкой толщиной 2-10 м. По особенностям дитофа-циального строения пласт Ю1^3-4 уверенно расчленяется на три литопачки - песчаную, песчано-алевролитовую и алевролито-глинистую и перекрывается повсеместно слоем угля толщиной от I до 5 м. При этом под подошвой этого сдоя нередко обнажаются различные стратиграфические уровни залегания пласта - от песчаной до алевролито-глинистой литопачек, что подтверждает наличие локального разрыва.

Баженовская + георгиевская свиты.

Литологически представлены аргиллитами темно-серыми и черными битуминозными; аргиллитами серыми, тонкослоистыми, известковистыми и пиритизированными. Мощность свиты - 14-18м, в т.ч. георгиевской не превышает 2-3м.

1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Характеристика продуктивных пластов приводится по четырем показателям: толщинам (общей, эффективной и нефтенасыщенной); коллекторским свойствам (проницаемости и открытой пористости); неоднородности (расчлененности и песчанистости) и нефтенасыщенности.

Оценка показателей проводилась по результатам машинной обработки геолого-геофизических материалов разрезов 28 поисково-разведочных скважин с учетом их средних статистических значений, коэффициента вариации и стандартного отклонения. Результаты статистических исследований сведены в промежуточные и обобщающие таблицы и излагаются ниже.

Кроме того, по пласту Ю₁^3-4 для выяснения и оценки основных закономерностей распределений по площади проницаемости, нефтенасыщенных толщин, песчанистости и расчлененности построены карты и проведен их краткий анализ.

В результате уточнена и детализирована геологическая модель месторождения, проведена типизация разрезов, их картирование по площади, определены и оценены наиболее эффективные направления и участки для постановки работ по пробной эксплуатации месторождения.

Крапивинское месторождение.

Пласт Ю₁^3-4 .Общая толщина пласта в разрезах продуктивных скважин колеблется от 5 до 17,6 м, эффективная - от 4,6 до 17,6 м и нефтенасыщенная - от 2,2 до 17,6 м. Средние статистические показатели пласта в целом по месторождению (нефтяная + водонефтяная зоны) составляют: общая толщина - 13,6 м, эффективная - 12,6 м и нефтенасыщенная - 9,5 м. Песчанистость изменяется от 0,76 до I (среднее значение 0,917), расчлененность разреза от 0,11 до 0,5 (средняя 0,35). Нефтенасыщенность оценена по керну и промысловой геофизике. По керну изменяется от 0,51 до 0,70 (средняя 0,61, пять определений из 14 скважин) и ГИС колеблется от 0,43 до 0,69 (средняя 0,588, 17 определений из 17 скважин). По керну оценка проницаемости пласта проведена по разрезам 8 скважин нефтенасыщенной части пласта и гидродинамики 13 скважин. По керну этот показатель составил 0,038 мкм2 и гидродинамике -0,037 мкм2. Средняя пористость по керну оценена в 0,156 (12 определений из 14 скважин) и материалам ГИС в 0,184. Существенные расхождения (на 0,109м/м2) в оценке показателя проницаемости по керну и гидродинамике объясняются, очевидно, не представительностью выборки и малым количеством проанализированных скважин.

Пласт Ю₁^1-2 . Общая толщина в 14 разрезах продуктивных скважин изменяется от 1,6 до 4,6 , эффективная - от 1,4 до 4,6 м и нефтенасыщенная - от 1,4 до 4,6 м. Средние статистические показатели по пласту составляют: общей толщины 3,0 м, эффективной и нефтенасыщенной - 2,57 м. Песчанистость разреза изменяется от 0,62 до 1, расчлененность от 0,2 до 1 . Среднее значение песчанистости по пласту оценивается в 0,89 (13 скважин) и расчлененности в 0,65 . Нефтенасыщенность пород по ГИС колеблется от 0,43 до 0,69.

Среднее значение по разрезам 12 скважин составляет 0,56 коллекторские свойства пласта низкие: открытая пористость в разрезах скважин по керну изменяется от 0,12 до 0,174, при среднем значении 0,142 и материалам ГИС оценивается от 0,140 до 0,184, при среднем статистическом показателе - 0,150; средняя проницаемость по керну в скважинах изменяется от 0,005 до 0,013 мкм 2 и по пласту в целом она составляет 0,004 мкм 2. По гидродинамике изменения проницаемости пласта оцениваются от 0,0012 до 0, 015 мкм 2 .

Более детальная характеристика и оценка статистических показателей коллекторских свойств и неоднородности продуктивных пластов проведена раздельно по пяти участкам (залежам А, Б, В, Г и Д) пласта Ю₁^3-4 и двум участкам пласта Ю₁^1-2 . Необходимо отметить, что связи с малым количеством проанализированных скважин полученные результаты имеют информативный характер и могут быть использованы для сравнительной оценки объектов исследований.

Западно-Моисеевское месторождение.

Пласт Ю₁¹. Общая толщина пласта составляет 2,7 м, интервал ее изменения от 2 до 3,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,6 м. Непроницаемые разделы отсутствуют. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 1; коэффициент расчлененности равен 1.

Пласт Ю₁³. Общая средняя толщина пласта составляет 11 м, с интервалом изменения от 10,2 до 11,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в чисто нефтяной зоне составляет 8,2 м, интервал ее изменения от 6 до 8,8 м. Средняя толщина непроницаемых прослоев 2,7 м (изменяется от 1,2 до 4,4 м). Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,75 при коэффициенте вариации 0,172; среднее значение коэффициента расчлененности 4,5 при коэффициенте вариации 0,287.

Средние значения проницаемости по пластам Ю₁¹ и Ю₁³ соответственно равны 14,4 и 11,3 мД, пористости - 17,4 и 16,9%. В распределении пористости по пласту Ю₁³ больших отклонений не отмечается (коэффициент вариации - 0,053). Максимальное и минимальное значения проницаемости по разрезу горизонта Ю₁ различаются в 4,5 раза.

По геофизическим данным средние значения проницаемости изменяются от 6 мД (пласт Ю₁¹) до 18 мД (пласт Ю₁³), какие-либо тенденции в ее распределении по разрезу отсутствуют. Средние значения пористости по ГИС - 15,3% для пласта Ю₁¹ и 15,0% - для пласта Ю₁³.

Гидродинамические исследования были выполнены по пласту Ю₁¹ в одной скважине (k_пр=24,5 мД), по пласту Ю₁³ в трех скважинах (среднее значение проницаемости 28,3 мД). Максимальное значение проницаемости k_пр=93 мД отмечается по пласту Ю₁³ (скв.20п, интервал 2661-2669м).

Двуреченское месторождение.

Пласт Ю₁¹. Общая толщина пласта составляет 6 м, интервал ее изменения от 1,4 до 6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,9 м, интервал ее изменения от 0 до 2,2 м. Толщина непроницаемых разделов составляет 5,1 м, интервал ее изменения о 0,6 до 4,2 м. Среднее значение К_п равно 0,543 при коэффициенте вариации 0,633; среднее значение К_р - 1,5 при коэффициенте вариации 0,471.

Пласт Ю1м . Общая толщина пласта составляет 3,8 м, интервал ее изменения от 3,8 до 5,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,4 м с диапазоном ее изменения от 1,2 до 3,4 м, толщина непроницаемых разделов составляет 0,4 м с интервалом их изменения от 0,4 до 4 м. Среднее значение Кп равно 0,636 при коэффициенте вариации 0,579; среднее значение Кр - 2 при коэффициенте вариации 0,5.

Пласт Ю₁³. Общая средняя толщина пласта в нефтяной части составляет 10 м, с интервалом изменения толщины по пласту от 9,0 до 14,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в чисто нефтяной зоне составляет 5,2 м, интервал ее изменения от 4,6 до 5,8 м. Эффективная водонасыщенная толщина пласта составляет 3,6 м. Толщина непроницаемых прослоев по пласту в среднем 4,8 м с интервалом их изменения от 1,4 до 4,6 м. Среднее значение К_п равно 0,537 при коэффициенте вариации 0,045; среднее значение К_р - 3,3 при коэффициенте вариации 0,631.

Средние значения для проницаемости увеличиваются вниз по разрезу и изменяются от 8,5 до 50,5 мД. Открытая пористость пород варьирует в пределах 11,1-21,7 % и в среднем по пластам Ю₁¹, Ю₁², Ю₁^М и Ю₁³ составляет 15,1; 13,6; 16,6 и 13,6 % соответственно.

По геофизическим данным средние значения проницаемости изменяются от 2,6 до 23 мД, какие-либо тенденции в ее распределении по разрезу отсутствуют. Пористость по ГИС изменяется от 8,7 до 15,7 %.

Гидродинамические исследования скважин показали значительное различие по проницаемости продуктивных пластов - минимальное значение 4,3 мД по пласту Ю₁², максимальное - 1700 мД по пласту Ю₁³. Количество определений значения проницаемости по пластам незначительно и колеблется от одного до трех для каждого пласта.

Изученность коллекторских свойств пород по разрезу представляется достаточно низкой и не позволяет судить о каких либо закономерностях в их изменении по простиранию. По имеющимся данным можно говорить о высокой зональной неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и необходимости дальнейшего изучения гидродинамических характеристик пластов. Наиболее целесообразным представляется проведение гидропрослушивания по скважинам 10п-11р и 10п-12р, а также повторных исследований на неустановившемся режиме фильтрации.

Таблица № 1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Крапивинской группы месторождений.

Месторождение	Толщина	Наименование	Пласты
			Зоны пласта Ю11-2	Зоны пласта Ю13-4	Зоны пласта Ю1м
			по пласту в целом	по пласту в целом	по пласту в целом
Крапивинское	Общая	Средняя, м	3	13,6
Зап.-Моисеевское	Общая	Средняя, м	2,7	11
Двуреченское	Общая	Средняя, м	6	10	3,8
Среднее по группе месторождений	3,90	11,53	3,80
Крапивинское	Эффективная	Средняя, м	2,57	12,6
Зап.-Моисеевское	Эффективная	Средняя, м	2,6	8,2
Двуреченское	Эффективная	Средняя, м	0,9	5,2	3,4
Среднее по группе месторождений	2,02	8,67	3,40
Крапивинское	Нефтенасыщенная	Средняя, м	2,57	9,5
Зап.-Моисеевское	Нефтенасыщенная	Средняя, м	2,6	8,2
Двуреченское	Нефтенасыщенная	Средняя, м	0,9	5,2	3,4
Среднее по группе месторождений	2,02	7,63	3,40
Крапивинское	Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,87	0,91
Зап.-Моисеевское	Коэффициент песчанистости, доли ед.	1	0,75
Двуреченское	Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,74	0,53	0,63
Среднее по группе месторождений	0,87	0,73	0,63
Крапивинское	Коэффициент расчлененности, доли ед.	0,65	0,35
Зап.-Моисеевское	Коэффициент расчлененности, доли ед.	1	4,5
Двуреченское	Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,25	3,3	2
Среднее по группе месторождений	0,97	2,72	2,00
Крапивинское	Проницаемость, мкм2	0,004	0,038
Зап.-Моисеевское	Проницаемость, мкм2	0,024	0,028
Двуреченское	Проницаемость, мкм2	0,0056	0,024	0,034
Среднее по группе месторождений	0,01	0,03	0,03
Крапивинское	Пористость, доли ед.	0,15	0,18
Зап.-Моисеевское	Пористость, доли ед.	0,15	0,15
Двуреченское	Пористость, доли ед.	0,15	0,18	0,19
Среднее по группе месторождений	0,15	0,17	0,19
Крапивинское	нефтенасыщенность, доли ед.	0,56	0,6
Зап.-Моисеевское	нефтенасыщенность, доли ед.	0,62	0,55
Двуреченское	нефтенасыщенность, доли ед.	0,7	0,69	0,72
Среднее по группе месторождений	0,63	0,61	0,72

1.3 Состав и основные физические свойства нефти и газа

На начало разработки месторождения имелись сведения по составу глубинных проб нефтей из 6 скважин. Из них 4 скважины находятся в пределах участка А, по одной скважине на участках В и I, а участок Б вообще не охарактеризован глубинными пробами. По этим 6 скважинам имеются результаты анализов 16 проб нефтей. Из них 15 проб отобраны из пласта Ю₁^3-4 и только одна проба из пласта Ю₁^1-2.

Поверхностные пробы нефтей отобраны из 7 скважин. Все скважины находятся в пределах участков А (6 скважин) и В (I скважина).

Компонентный состав газа представлен только результатами анализов, полученных после однократного разгазирования трех проб из двух скважин. Присутствие большого количеств азота, окиси углерода и водорода в этих пробах ставит под сомнение их качество.

Анализ имеющегося материала показывает, что все нефти обладают низким газосодержанием и, следовательно, низким давлением насыщения и объемным коэффициентом. Газонасыщенность нефтей участков А и В изменяется в одних и тех же пределах (17 - 37 м³/т). Нефть на участке Г обладает аномально низким для нефтей пласта Ю¹ газосодержанием (9-11м³/т), однако, эти сведения получены только на основе анализов параллельных проб из одной и той же скважины. Поэтому, чтобы сделать уверенный вывод о газосодержании нефтей на этом участке, необходимо отобрать и проанализировать глубинные пробы из других скважин.

Диапазон изменения плотности поверхностных проб нефтей достаточно широк. При этом наблюдается неплохое соответствие между анализами глубинных и поверхностных проб. В целом нефти участка А незначительно тяжелее нефтей участков В и Г. В них меньше выход легких фракций и в несколько раз больше содержание асфальтенов.

Наблюдается довольно отчетливая связь между содержанием асфальтенов и глубиной. Пользуясь этой зависимостью, можно прогнозировать качество нефтей запасов категории С₂.

Таблица № 2 Характеристика нефти

№№	Наименование	Ед.	Количество
п/п		изм.
1.	Плотность нефти в пластовых условиях	кг/м3	770-804
2.	Плотность нефти в поверхностных условиях	кг/м3	848-853
3.	Вязкость пластовой нефти	мПа·с	1,153-2,1
4.	Вязкость нефти в стандартных условиях
	при 20 ?С	мПа·с	7,06-9,56
	при 50 ?С	мПа·с	3,39-4,6
5.	Массовое содержание (среднее значение):
	серы	% массов	0,52-0,814
	смол силикагелевых	% массов	5,2-7,75
	асфальтенов	% массов	1,8-4,4
	парафинов	% массов	1,81-4,0
6.	Температура плавления парафина	?С	47,3-55
7.	Выход фракций
	100 ?С	% об.	6
	150 ?С	% об.	14-20
	250 ?С	% об.	23-39
	300 ?С	% об.	39,5-52
8.	Газовый фактор (среднее значение)	м3/т	27-36,2
9.	Температура застывания	?С	-10
10.	Обводнённость	%	5-50
11.	Содержание мех. примесей	мг\дм3	180-300

Таблица № 3

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной из пластовой нефти при дифференциальном разгазировании пластовой нефти Крапивинской группы месторождений

Наименование	Молекулярная концентрация, %
	Выделившийся газ	Сепарированная нефть	Пластовая нефть
Двуокись углерода	1,45-2,3	0,11	0,34-0,54
N2 + редкие	3,18-3,9	-	0,5-0,88
СН4	3,38-56,6	0,07-0,11	7,35-16,23
С2Н6	6,76-15,47	0,3-0,7	1,84-2,57
С3Н8	8,83-17,24	2,03-3,99	4,46-5,64
i-С4Н10	1,09-3,79	1,1-1,76	1,46-4,48
n-C4Н10	3,02-6,7	3,09-3,89	1,73-3,82
i-С5Н12	0,47-1,87	1,32-2,67	1,22-3,11
n-C5Н12	0,39-1,6	1,45-3,6	1,312,85
C6Н14 + остаток	0,51-0,86	84,44-87,95	65,99-76,87
Плотность, кг/нм3	0,97-1,112	848,1-848,4	772,8-804

Очевидно, нефти выше абсолютной отметки 2580 м будут содержать мало асфальтенов, обладать пониженной плотностью и иметь повышенный выход светлых фракции по сравнению с нефтями ниже абсолютной отметки 2630 м.

Сравнение состава нефтей Крапивинского месторождения и нефтей Первомайского месторождения, куда они будут направлены на УПН, показывает, что при их смещении не должно наблюдаться каких-либо отрицательных явлений. Газонасыщенность и содержание парафинов нефтей Крапивинского месторождения ниже, чем нефтей Первомайского. Некоторое опасение вызывает лишь достаточно высокое содержание асфальтенов в нефтях Крапивинского месторождения. В принципе, при смещении их с легкими парафинистыми нефтями возможно выпадение асфальтенов в осадок. И хотя последнее маловероятно при подготовке их на Первомайском УПН, для большей уверенности необходимо провести экспериментальную проверку в лаборатории.

Учитывая слабую охарактеризованность объектов, а также значительный разброс данных, необходимо отдельно отобрать глубинные пробы из пластов Ю₁^1-2 Ю₁^3-4. Особенно важно отобрать пробы из скважин, пробуренных в сводовой части и вблизи ВНК. Пробы нужно исследовать по полной программе в соответствии с требованиями ОСТ, т.е. определить параметры пластовой системы, а также состав и свойства нефтей и газа после однократной и ступенчатой сепарации.

Поскольку на УПН п. Пионерного осуществляется совместная подготовка нефтей месторождений Крапивинской группы и месторождений Первомайской группы, то необходимо провести экспериментальную лабораторную проверку смешиваемости этих нефтей.

В последующем бланки глубинных манометров расшифровывались, и полученная динамика давления во времени обрабатывалась по методу Д. Р. Харнера с получением значений коэффициента продуктивности, гидропроводности, проницаемости пласта, потенциального коэффициента, коэффициента призабойного дефекта (или ОП). Исследовались кривая притока и кривая восстановления давления. При отсутствии видимого притока, но при наличии КВД, проводилась обработка кривой восстановления давления с определением дебита, а также рассчитывались все выше указанные параметры. Использование данной методики обеспечивает точность определения параметра +/- 30.

Таблица № 4.

Свойства полезных ископаемых по месторождениям Крапивинской группы.

	Рнас атм.	?н.пл кг/литр	?н.пов. кг/литр	?газа СУ кг/м3	?воды кг/литр	??н.пл мПа*с	B объемн. коэф.газа	ГФ м3/м3	Tпл. 0С
Крапивинское	34,0	0,807	0,860	1,199	1,025	1,96	1,097	27	93
Двуреченское	50,0	0,752	0,853	1,200	1,019	1,15	1,142	34	91
З.-Моисеевское	25,0	0,804	0,848	1,200	1,025	2,10	1,075	29	88
Лесмуровское	60,0	0,793	0,850	1,200	1,025	2,10	1,084	29	90

Выводы

Основываясь на имеющейся информации о свойствах пластовой продукции можно сделать вывод о том, что свойства нефтей Крапивинской группы месторождений обладают такими свойствами, которые как нельзя лучше подходят для ее механизированной добычи посредством УЭЦН. Это маленькое давление насыщения и маленький газовый фактор и связанный с этим небольшой перепад в плотности нефти в пластовых и поверхностных условиях. Что гарантированно исключает образование газового замка на приеме ЭЦН.

Однако недостатки все же есть. Это температура пластовой продукции на Крапивинском и Двуреченском месторождениях. Она составляет 93 и 91 ⁰С соответственно. Что сказывается на работе УЭЦН в виде завышенной температуры работы погружного оборудования.

2. Современное состояние разработки объекта

2.1 Характеристика осуществляемой системы разработки. Конструкции скважин

На данном этапе разработки система разработки характеризуется решением следующих задач:

Интенсивное ведение строительства новых скважин.

График №

Схема кустового бурения

Размещено на http://www.allbest.ru/

75

Поддержание пластового давления сеноманской воды на уровне, приемлемом для ведения оптимальных темпов отбора полезных ископаемых без увеличения обводненности полезных ископаемых.

График №

Улучшение проницаемости призабойной зоны пласта скважин посредством проведения ГРП.

График №

Очистка пор породы пласта проведением кислотных обработок.

В зависимости от текущих параметров работы погружного оборудования УЭЦН осуществляются программы оптимизации и интенсификации добычи полезных ископаемых. При наличии частотно регулируемого оборудования поставленные задачи решаются изменением частоты питающего напряжения в большую или меньшую сторону.

Для случаев не соответствия режима работы спущенного в скважины оборудования производится комплекс ГДИС и замена оборудования по вновь проведенному расчету.

Конструкции скважин Крапивинского месторождения характеризуются следующими параметрами: диаметр эксплуатационных колон - 146мм. Интервалы перфораций колеблются от 2670 до 2900 метров. Конструкции скважин Западно-Моисеевского, Лесмуровского и Двуреченского месторождений характеризуются следующими параметрами: диаметры эксплуатационных колон - 168 и 194мм. Интервалы перфораций колеблются от 2670 до 3100 метров.

2.2 Динамика и современное состояние разработки объекта

В целом данная группа месторождений развивается очень быстро и эффективно. В 2006 году строительство скважин велось одновременно на 2 буровых станках. На ремонте и освоении из бурения скважин одновременно задействовано 2 бригады КРС и 1 бригада ПРС. Кроме строительства скважин идет строительство административно-бытовых и жилых комплексов, дорожных сообщений. Скважины, осваиваемые из бурения сразу переводятся в разряд добывающих и эксплуатируются механизированным способом посредством УЭЦН. Соответственно увеличивается и ежемесячная добыча полезных ископаемых.

График №

3. Назначение и устройство УЭЦН

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения -

§ обычное

§ коррозионно-стойкое.

Пример условного обозначения установки

§ при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87,

§ при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87,

где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

§ среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

§ максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм²/с;

§ водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;

§ максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

§ микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

§ максимальное содержание попутной воды - 99%;

§ максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

§ для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70 °С;

§ для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75 °С;

§ для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80 °С.

Размещено на http://www.allbest.ru/

75

Лито-фациальная модель пласта Ю13 Крапивинского месторождения Примечание. Внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ5 - 121,7 и 112 мм: для УЭЦНМ5А - 130 и 124 мм; для УЭЦНМ6 с подачей до 500 м³/сут (включительно) - 144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м³сут - 148,3 и 140,5 мм.

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 1) состоят из

§ погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6,

§ наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

Насос - погружной центробежный модульный. Рисунок 2.

Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый «насос») - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.

Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов (рис. 2). Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор (рис..3). Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.

Наиболее известны две конструкции газосепараторов:

газосепараторы с противотоком;

§ центробежные или роторные газосепараторы.

Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса. отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.



Рис.3. Газосепаратор:

1 - головка; 2 - втулка радиального подшипника; 3 - вал: 4 - сепаратор; 5 - направляющие аппараты: 6 - рабочее колесо; 7 - корпус; 8 - шнек; 9 - основание

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепаратора, модуля-секции н входного модуля между собой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5м), унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионно-стойкой высокопрочной стали марки ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ», для насосов повышенной коррозионностойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку «М».

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ 633 - 80.