Министерство образования и науки РТ
Лениногорский нефтяной техникум
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
Тема: «Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО «Сибнефть»»
2006
Введение
В настоящее время наблюдаетсязначительное снижение объемов добычи нефти. Это происходит по многим причинам. Основнаяиз них – вступление месторождений в позднюю стадию разработки, которая характеризуетсяповышенной обводненностью продукции, увеличением числа ремонтов скважин и снижениемдебитов скважин по жидкости. Поэтому особое значение приобретает проблема повышенияэффективности эксплуатации добывающих скважин.
Подавляющее большинство скважинна Муравленковском месторождении более 80% эксплуатируется с применением установокпогружных центробежных электронасосов, а по всей стране более 30%.
Факторами, влияющими на работуУЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механическихпримесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологическихпричин, поскольку своим происхождением они обязаны условиями формирования нефтянойзалежи.
Принципы добычи жидкости изскважины, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи,являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологическиефакторы, ослабляя или усиливая их. В отдельную группу можно выделить причины, обусловленныеконструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн,кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.
Перечисленные выше факторыотносятся к осложнениям, так как воздействуют порознь или совместно, вызывают ухудшениетехнико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.
Изучение накопленного научногои производственного опыта позволит выбрать правильные направления для совершенствованияэксплуатации установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях.
1. Исходные данные
1.1 Орогидрография
Муравленковское месторождениерасположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменскойобласти, вблизи разрабатываемых месторождений Суторминского и Умсейского. Месторождениеприурочено к водоразделу рек Пурпе и Пякупур. В орогидрографическом отношении районпредставляет собой озерно-аллювиальную равнину, заболоченную и залесеную, изрезаннуюсетью многочисленных притоков рек Пурпе и Пякупур. Абсолютные отметки рельефа колеблютсяот +80 на севере до +11 на юге над уровнем моря. Климат района – резко-континентальныйс суровой продолжительной зимой и коротким летом. Температура января падает до — 55°С, в летние месяцы достигает +37°С. В районе месторождения наблюдается развитиемноголетнемерзлых пород, кровля которых залегает на глубинах 190-217 м. Толщинаих достигает 125-170 м.
Базовый город месторожденияМуравленко.
В промышленную эксплуатациюместорождение введено в 1982 году по технологической схеме разработки утвержденнойЦКР (протоколом №929 от 23.10.81).
1.2 Тектоника
Муравленковское нефтегазовоеместорождение эксплуатируется с целью добычи нефти ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»,которому выдана лицензия СЛХ №00712НЭ на право добычи нефти и газа из залежей пластовПК1, группы пластов БС, геологического изучения с последующей разработкой новыхзалежей в меловых и юрских отложениях.
На Муравленковском месторождениивскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиваниемпесчано-алевритово-аргеллитовыми породами. Промышленная нефтеносность связана спесчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинскогояруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблютсяот 20 до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пластыБС10-1 — БС11 на глубинах 2600-2720м.
Промышленная залежь газа приуроченак верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) – пласт ПК1, представленногопесчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.
Согласно тектонической схемеМуравленковское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному вюжной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структурыв пределах сейсмоизогибсы – 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.
1.3 Стратиграфия
Залежь пласта БС11 являетсяосновным объектом разработки Муравленковского месторождения, приуроченная к отложениямнеокома.
Наиболее высокие отметки кровлинефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи – 2511,3 м (скв. 2181)и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрытана отметке – 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной частизалежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3%, большая часть которойприурочена к западному крылу структуры.
ВНК в среднем принимается наотметке 2596 м. С юго-запада на северо-восток ВНК понижается с 2591 м до 2612 м.залежь – пластовая сводовая. Размеры залежи 27,8х18,2 км, высота 84,7 м (таблица1.3.1).
Залежь пласта БС10-1 имеетсамое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Онасостоит из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различныйхарактер насыщения. Колебания отметок ВНК от 2510 м до 2530 м. Нефтенасыщенная толщинаизменяется от 0 до 6,0 м, в основном около 2 м. По результатам испытания разведочныхскважин из пласта БС10-1 получены притоки нефти от 1,3 м3/сут до 80,5 м3/сут и пластоваявода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежи различнойвесьма сложной конфигурации колеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположеныони на значительной части месторождения. Залежи – литологически экранированные.Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малыенефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С1 составляет 61%),низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельный объектразработки.
Залежь пласта БС10-2. Пластимеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоямиплотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5.В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-аревритовыеразности пород.
По материалам ГИС и испытанияскважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севереон фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока насеверо-запад. Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь – пластовая сводоваяс частичным литологическим экранированием.
По результатам испытания разведочныхскважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сут. Отмечается ухудшениеемкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.