Анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в ТПП «когалымнефтегаз»

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 

УФИМСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ 
 
 
 

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых  месторождений 
 
 
 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

По курсу:

Cкваженная добыча нефти и газа.

На тему:

“Анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных

УЭЦН, в ТПП  «когалымнефтегаз». 
 
 
 
 

 
 
 
 
 

УФА-2003 г. 
 
 
 
 

   СОДЕРЖАНИЕ

   Введение……………………………………………………………………………..

   1.    Геологическая часть……………………………………………………………

   2.    Характеристика системы разработки………………………………………….

   3.  Анализ мехфонда за 1-е полугодие 2003г………………………………………

   4.    Эксплуатация  скважин  электроцентробежныминасосами…………………..

   5.    Анализ показателей и технологический режим работы УЭЦН……………….

   6.   Анализ конструктивных особенностей  элементов УЭЦН и их влияние 

         на отказы и аварийность оборудования………………………………………..

   7.   Проверочные расчеты и подбор оборудования…………………………………

   8.   Вывод произведенного подбора оборудования…………………………………..

   Литература  ……………………………………………………………………………. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   ВВЕДЕНИЕ 

   Группа  месторождений г. Когалыма в Сургутском и Нижневартовском районах, а  также на территории ХМ АО Тюменской  области вокруг этого города состоит из Северо-Кочевского, Кочевского, Северо-Когалымского, Когалымского, Тевлино-Русскинского,  Южно-Ягунского, Южно-Конитлорского, Равенского,  Кустового,  Восточно-Придорожного,  Дружного,  Грибного,  Западно-Котухинского,  Южно-Выинтойского,  Повховского,  Усть-Котухинского и Ватьеганского месторождений.

   Тевлино-Русскинское  нефтяное  месторождение  расположено  на  территории  Сургутского  района  Ханты-Мансийского  автономного  округа  Тюменской  области. Месторождение  открыто в  1981 году. Месторождение введено в разработку в 1986 году. Разбуривание месторождений производится наклонно-направленными скважинами, кустовым методом. «Тевлино-Русскинское» месторождение находится на второй стадии разработки. Геологический разрез месторождения вскрыт до глубины 3016 м и сложен мощной толщей (более 300) осадочных терригенных пород юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста, подстилаемых эффузивами пермо-триассового возраста.

   Тевлино-Русскинское  месторождение  включает в себя  Тевлинский,  Западно-Тевлинский,  Западно-Сорымский,  Сорымо-Русскинской и Икилорский  участки разработки.  Эти структуры были  выявлены  и оконтурены  в зимний  период  1964-1965  годов Тевлинской  сейсмопартией №27

   В  1972  году  на  Тевлинской  структуре  были  пробурены  поисковые  скважины  №2  и  №3.  При  испытании  интервала  2642-2646  м.  ачимовской  толщи    в скважине  №3  был  получен  приток  нефти  дебитом  5,74  т/сут.  Скважина  №3  является  первооткрывательницей  Тевлинского  месторождения.  Скважина  №2  оказалась  за  пределами  залежи.  Небольшая  величина  притока  и  недостаточно  ясное  представление  о  структуре  послужило  причиной  консервации  открытого  Тевлинского  месторождения.

   Встал  вопрос  о  проведении  детализационных сейсморазведочных работ.  В дальнейшем  на  рассматриваемой территории  структурный план  неоднократно  уточнялся в период  с 1976-1982  гг.

   В  1982  году  на  Сорымско-Иминской  площади  начато  поисковое  бурение.  В  1982  году,  почти одновременно  с началом работ на  Сорымско-Иминской  и Икилорской  структурах  бурятся первые  поисковые скважины  № 201, 202, 208  на  Русскинском поднятии.  Все изучаемые площади были  объединены  и с 1985  года  рассматриваются как  Тевлино-Русскинская  группа  месторождений.

   Тевлино-Русскинское  месторождение расположено в 95 км. к северо-востоку от города Сургута  и в 155 км. к юго-западу города Ноябрьска.

   Район  Тевлино-Русскинского месторождения  представляет собой слабовсхолмленную, расчлененную равнину. Широко распространены озера и болота до 30 на 1 кв. км.

   Растительность  – сосново-березовый лес, тальник. Климат резко континентальный –  зима суровая и снежная, лето теплое, иногда жаркое, средняя температура  января -28°С  , минимальная -50°С, максимальная в июле +38°С, среднегодовая температура –3,2-6,2°С . За год выпадает около 450 мм осадков. Толщина снежного покрова до  1-1,5 м, толщина льда на озерах 50-80 см, иногда достигает 1м.

   Господствующее  направление ветров летом – северо-восточное, зимой – юго-западное. Максимальная скорость ветра до 22 м/с.

   Поверхностными  источниками вод являются р. Ингуягун, ее притоки и др., а также как  крупные, так и мелкие озера. Болота труднопроходимые, плохо промерзающие зимой. Начало промерзания грунтов 20 октября, максимальное промерзание до глубины 1,7 м.

   Подъездные  пути до месторождения - асфальтированная дорога, к кустовым площадкам, как  правило, насыпная песочная. Это затрудняет проезд от дорог с твердым покрытием  на кустовые площадки в осенне-весенний периоды.

   Скважины  наклонно-направленные, со смещением  забоев не более 1500 м, глубиной от 2300-2800 метров. Конструкция скважин и  технология строительства определяется специфичностью геолого-технических  условий месторождения.

   Тевлино-Русскинское месторождение эксплуатируется механизированным способом с применением штанговых глубинных насосов (ШГН) и электроцентробежных насосов (ЭЦН). Фонтанная эксплуатация не используется в связи с экономической нецелесообразностью по сравнению с механизированным  способом 

   1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ   ЧАСТЬ 

   1.1. Краткая геолого-физическая  характеристика месторождения 

   Геологический  разрез  Тевлинско-Русскинского  месторождения  сложен  мощной  (более  3000 м.)  толщей  осадочных  пород,  подстилаемых  эффузивами  пермо-триасового  возраста  и  вытянут  в  меридиональном  направлении  и  имеет  размеры  56х13  км.  Месторождение  многопластовое коллекторы  не  выдержаны  и  по  площади  месторождения  в  целом,  и  по  разрезу.

   Геологический разрез месторождения вскрыт до глубины 3016 м и сложен мощной толщей  осадочных терригенных пород юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста, подстилаемых эффузивами пермо-триассового возраста.

   Разрезы продуктивных отложений являются традиционными  для Сургутского нефтегазового района. Вместе с тем при послойной пластовой корреляции присутствует некоторая условность, так как некоторые пласты, в особенности группы  БС, в составе горизонтов притерпевают   значительные изменения. Наличие зон замещения песчаных пород глинами отмечено практически во всех пластах, по этому большинство залежей литологически  экранированные.. Коллекторами пластов являются песчаники и алевролиты, относящиеся к поровому типу коллекторов.

   В  пластах  группы  БС,  содержащих  основную  долю  запасов  месторождения,  залежи  нефти  контролируются  зонами  литологического  замещения  песчаников  глинистыми  породами  и  выклинивания  пластов.  Зона  нефтеносности  этих  пластов  прослеживается  от  северного  погружения  Тевлинской  структуры  в  виде  полосы  субмеридионального  простирания. Коэффициент  песчанистости  изменяется  от  0,3  до  0,7,  составляя  в  среднем  0,5,  коэффициент  расчлененности  варьирует  в  пределах  7-10,  среднее  значение  9,3.  Коэффициент  песчанистости  увеличивается  в северном  направлении,  обуславливая  увеличение  проницаемости от  480  до  990  мД.

   Пористость  остается  практически  одинаковой  (20-22%).  Общие  и  эффективные  толщины  пласта  увеличиваются  в  северном  и  западном  направлениях  по  мере  погружения  пласта.  Толщина  заглинизированной  кровельной  части  увеличивается  на  запад.

   Начальная  нефтенасыщенность  залежей  Тевлинско-Русскинского  месторождения  находится  в  пределах  для  БС10-58 %,  для  ЮС-1-57 %,  для  ЮС-2 -50 %.

   По  углеводородному  составу  нефть  горизонта  БС10  смешанного  типа  с  преобладанием  метановых  компонентов - 58 %,  нафтеновых - 25 %,  ароматических - 18 %.

   Основными эксплуатируемыми пластами являются 2+3 БС10.

   Пласт 2+3 БС10 литологически представлен  в подошвенной части мелкозернистым, нефтенасыщенным и известковым песчаником. Нефтенасыщенная мощность пласта изменяется от 4 до 14,8 метра. Среднее значение в пределах участка залежи с запасами нефти по категории С-1 равно 9,8 метра. 

   1.2. Характеристика продуктивных пластов 

   Наибольшее  площадное  развитие  на  месторождении  имеют  залежи  пластов   пластов  группы  2,3БС10  и  БС11.  В  пластах  группы  БС,  содержащих  основную  долю  запасов  месторождения,  залежи  нефти  контролируются  зонами  литологического  замещения  песчаников  глинистыми  породами  и  выклинивания  пластов.  Зона  нефтеносности  этих  пластов  прослеживается  от  северного  погружения  Тевлинской  структуры  в  виде  полосы  субмеридионального  простирания.

   Коэффициент  песчанистости  изменяется  от  0,3  до  0,7,  составляя  в  среднем  0,5,  коэффициент  расчлененности  варьирует  в  пределах  7-10,  среднее  значение  9,3.  Коэффициент  песчанистости  увеличивается  в  се-верном  направлении,  обуславливая  увеличение  проницаемости  от  480  до  990  мД.  Пористость  остается  практически  одинаковой  (20-22%).  Общие  и  эффективные  толщины  пласта  увеличиваются  в  северном  и  западном  нап-равлениях  по  мере  погружения  пласта.  Толщина  заглинизированной  кро-вельной  части  увеличивается  на  запад.

   Начальная  нефтенасыщенность  залежей  Тевлинско-Русскинского  месторождения  находится  в  пределах  для  БС10-58 %.

   Некоторые  данные по пластам БС представлены   в  таблице 1.

   Пласты  2БС10  и  3БС10  характеризуются  высокой неоднородностью . Коэффициент песчаности изменяется  от  0,33  до  0,7  , составляя в среднем   0,5 ;  коэффициент  расчлененности варьирует  от в пределах  7,3-10,5 , среднее значение  -9,3 . Коэффициент песчаности  увеличивается в северном направлении, в этом же направлении увеличиваются фильтрационные свойства . Пористость практически остается  одинаковой (20,8-21,6%) .                  Пласты  2БС10 и 3БС10 представлены  песчаниками ,алевролитами и глинами . 
 
 
 
 

   Таблица 1 - Геологические  данные по пластам  БС