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

 

   Песчаники серые, буровато-серые от средне-мелкозернистых до мелкозернистых, слабоалевролитистые, по составу аркозовые, в основном, однородные с пленовыраженной слоистостью .Цемент песчаников порово-пленочный  (хлорид-каолинитовый) , участками поровый (карбонатный ) . Алевролиты по составу и строению аналогичны песчаникам , отличаются от последних размерностью обломков и более плотной их упаковкой .

   Продуктивный  комплекс  2,3БС10,  содержащий  основные  по  запасам  скопления  нефти  на  месторождении  имеет  сложное  геологическое  строение.

   Во-первых,  этот  комплекс  отложений  весьма  изменчив  по  мощности,  она  варьирует  от  30-60  до  120 м. (скв. №8122),  возрастает  в  северо-западном  направлении,  что  согласуется  с  общим  наклоном  структурной  поверхности  кровли  рассматриваемого  комплекса  в  пределах  площади  эксплуатационного  участка.

   Во-вторых,  внутреннее  строение  комплекса  весьма  неоднородно.  Здесь  присутствует  несколько  песчано-алевролитовых  пластов,  причем  количество  пластов  меняется  в  зависимости  от  структурного  плана и общей мощности  комплекса.

   В-третьих,  каждый  из  выделенных  пластов  обычно  представлен  несколькими  песчаными  проницаемыми  пропластками  и  в  редких  случаях  представляет  собой  мощное  однородное  песчаное  тело.  Для  пластов свойственно также полное  замещение коллекторов непроницаемыми  породами.

   По  характеру  развития  песчаных  тел  в  горизонте  2+3БС10  и  их  морфологических  особенностей  можно  предполагать,  что  во  время  накопления  отложений  этого  горизонта существовало  два основных  источника поступления песчаного материала на  севере  и на  юго-востоке 
 

   1.3.  Запасы  нефти 

   Запасы  нефти  по Тевлинско-Русскинскому месторождению  были подсчитаны « ГлавТюменьгеологией» в 1986 году.[1]   по материалам бурения разведочных скважин  и утверждены ГКЗ ( протокол N 10097 от 18. 12. 1986 г. ) в размере :

   -по  категории С1 балансовые 479,52 млн.  т , извлекаемые  202,2 млн.т;

   -по  категории С2 балансовые 132,16млн.  т , извлекаемые 53,9 млн.т . 

   2.   ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ 

   Разработка  месторождения  ведется  с  1986  года  на  основании  утвержденных  документов:  «Технологическая  схема  разработки  Тевлино-Русскинского  месторождения»  сотавлена  БашНИПИнефть  в  1987  году,  утвержденная  ИКР,  протокол  №1272  от  30.11.87  г.  г. (Москва);  «Дополнительная  записка  к  технологической  схеме  разработки  Тевлино-Русскинского  месторождения»,  составлена  СибНИИНП  в  1990  г.  и  утверждена  ИКР,  протокол  №171  от  26.06.90  г.;  «Дополнение  к  технологической  схеме  разработки  Тевлино-Русскинского  месторождения»,  утверждена  ИКР,  протокол  №1402  от  17.01.91  г. (г.  Москва), согласно  предложенной  технологической схемы,   ЦДНГ-6  разрабатывается так:  трехрядная  блоковая  система  с  расстоянием  между  скважинами  500 м., с  организацией  раздельного  нагнетания  по  пластам  2БС10  и  3БС10.

   Пласт  2-3БС10.  Балансовые  запасы (В+С1) пласта –375140 тыс. т  нефти,  начальные  извлекаемые – 162006 тыс.т  или  48% балансовых.  К  2000 г.  из  пласта  извлечено 47161,118 тыс. т нефти,  что составляет  29,1%  извлекаемых или 12,6%  балансовых  запасов.

   Пласт 2БС10.

   Он  является  основным  эксплуатационным  объектом  на  Тевлинско-Русскинском  месторождении.  Балансовые  запасы  его  составляют   337514 тыс. т  нефти  или  56%  всех  запасов  месторождения.

   Пласт  3БС10.

   В  первые  годы  разработки  отмечались  увеличения  фонда  добывающих  и  нагнетательных  скважин,  а  также  объемов  закачиваемой воды,  что  способствовало  росту  добычи  нефти. В  эти  же  годы  наблюдались  высокие  значения  среднесуточных  отборов  по  жидкости.  С  их  увеличением     падал  %  обводненности,  который  на  второй  и  третий  годы  составляла  7-8%,  а  на  пятый  год  снизилась  до  2%.  За  весь  период  разработки  число  нагнетательных  скважин  росло  и  на  двенадцатый  год  составило  158,  а  объемы  закачиваемой  в  пласт  воды  также  ежегодно  увеличивались  до  1997 г.  Для  залежи  характерны  растущая  добыча  нефти  и  высокие  темпы  отбора  извлекаемых  запасов –2,2%  по  состоянию  на  1.01.2000г.,  средняя  обводненность  скважин – 37,83%.

   Разработка  участка  ЦДНГ- 6  Тевлино-Русскинского  месторождения  началась  с  1990 г.  Для  нее  характерны  интенсивный  рост  фонда добывающих  скважин,  особенно  начиная с 1993 года..  Закачка осуществляется  начиная с 1994 года,  с этого момента наблюдается и рост  добычи  жидкости,  соответсвенно и добычи  нефти.  В связи с отделением  в 1998  году  ЦДНГ-7  от  ЦДНГ –6  фонд  добывающих  скважин  уменьшился  с  434  до  335  скважин,  увеличение  добычи  нефти  по  ЦДНГ-6  связано  с  увеличением  отборов  жидкости.

   Показатели  разработки  по  ЦДНГ-6  приведены  в  таблице 2 .

   Таблица 2 - Показатели разработки по цднг-6 Тевлино-Русскинского     месторождения 

 
 

   3. Анализ мехфонда  за 1-е полугодие  2003г 

         Эксплуатационный фонд скважин  составил 

        
 
 
 

   Неработающий  фонд скважин составил 

 

   Анализ  наработки на отказ 

   Общая наработка ГНО на отказ составила

 

   Динамика  изменения фонда 

 
 

   Осложненный фонд 

 

   Изменение фонда АСПО произошло за счет входа  в фонд АСПО 9 скв ЭЦН и выхода из АСПО10 скв ШГН. 

   За 6 месяцев 2003  года силами бригад КРС  произведено 9 ремонтов с общим приростом 180 т/сут.  Из них на 4 скважинах проводилось ГРП с общим приростом 156,5 т/сут. Так же бригадами ПРС на 19 скважинах ЭЦН и ШГН произведены мероприятия по увеличению типоразмера насоса со средним приростом 23,8 т/сут (суммарный прирост составил 452,5 т/сут).

   За  2003 год  проведено 364 горячих обработок  на скважинах ШГН и произведено 3966спуск/подъемов скребка на скважинах  ЭЦН.

       Наработка на отказ по УЭЦН по ЦДНГ-6 за 6 месяцев 2003г (план 575 сут) 

   Наработка на отказ по УЭЦН за 6 месяцев 2003г  с начала года увеличилась на 7 суток (с 588 до 595). При этом фактическая  наработка за июнь месяц  перевыполняется  на 20 суток от плана 575сут (факт 595 сут). Наработка по отечественным УЭЦН поднялась на 14 суток по сравнению с наработкой на 01.01.2003г., наработка по импортным УЭЦН упала на 535  суток.

   Динамика  наработки по УЭЦН 

 

   Анализ  причин ремонтов УЭЦН, не отработавших гарантийный срок.

   За 6 месяца  2003года  произведено  75 ремонтов скважин  оборудованных  ЭЦН из них 28 скважин не отработало гарантийный срок,  что составляет  37,33 % от общего кол-ва ремонтов. Среднемесячное кол-во преждевременных ремонтов составило 4,67.