Разработка Южно-Сургутского месторождения - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка Южно-Сургутского месторождения

Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1.1 Характеристика и история освоения месторождения
2.1 Характеристика продуктивных пластов
2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
4.1 Конструкция скважин, способы освоения скважин
4.2 Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин
4.3 Эксплуатация скважин, оборудованных ШГН
4.4 Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН
4.5 Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов
4.6 Способы воздействия на призабойную зону скважин
4.6.1 Применение большеобъемных гелеобразующих составов(БГС)
4.6.2 Полимерно-гелевая система (ПГС) "Темпоскрин"
4.6.3 Комплексные обработки ПЗП нагнетательных скважин (КОПЗП)
4.6.4 Обработка ПЗП добывающих скважин растворителями
ООО "РН-Юганскнефтегаз" - самое крупное нефтедобывающее предприятие Компании "Роснефть" и второе по величине в России, годовой объем добычи, нефти которого составляет примерно 220 млн. баррелей, или 61% общей нефтедобычи Компании.
Всего в ООО "РН-Юганскнефтегаз" насчитывается 28 месторождений.
Южно-Сургутское месторождение было введено в 1976 году. Сейчас это месторождение практически все разбурено. Запасы около 200 млн. тонн. Основные залежи находятся в пластах БС - 10, 11, ЮС - 1. Пласты имеют хорошие коллекторские свойства. Месторождение находится на второй стадии разработки, то есть добыча нефти в основном ведется при помощи насосов.
На Южно-Сургутском месторождении стратиграфический разрез представлен породами палеозойского фундамента, корой выветривания триасового возраста и осадочными породами от юрской до четвертичной систем.
Сложность в регулировании процесса разработки Южно-Сургутского месторождения составляет один из самых больших по ООО "РН-Юганскнефтегаз" нерентабельный фонд - 26%.
1.1 Характеристика и история освоения месторождения
Южно-Сургутское месторождение нефти расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 20 км северо-восточнее г. Нефтеюганска. Месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь.
Месторождение расположено в непосредственной близости от железной дороги Тюмень - Сургут. С г.Нефтеюганском месторождение связано бетонной дорогой. C 1968 года в районе месторождения действует нефтепровод Усть - Балык - Омск.
В геологическом строении принимают участие отложения четвертичного, палеогенного, мелового и юрских возрастов. Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на глубине 4600м.
В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) месторождения представляет собой моноклинный склон, осложненный структурными носами и не большими куполами.
В настоящее время установлено, что в пределах Южно-Сургутского, Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского месторождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС10.
Южно-Сургутское месторождение, как и в большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. По результатам бурения разедочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюгаиской свиты (пласт ЮС1) и в горизонтах БС10.
Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичных преобразованием пород, а так же с высоким содержанием в них глинистого, карбонатного и железистотитанестого цемента.
История разработки горизонта БС10 в достаточной степени уникальна. На начальной стадии применялась трехрядная схема расположения скважин, затем уплотняющим бурением был осуществлен переход к блочно-квадратной сетке.
В октябре 1991 года СибНИИНП проверили работу по уточнению геологического строения, анализу эффективности мероприятий по совершенствованию разработки горизонта БС10 и составлен проект разработки и рекомендован к внедрению 3 вариант со следующими положениями и технико-экономическими показателями:
выделение трех объектов разработки;
применение по пластам БС10, БС10 блочно-замкнутой системы разработки с плотностью сетки 20 и 16 га/скв, по пласту ЮС1 - 12 га/скв;
добычи нефти - 11775 тыс.тонн (1985 г.)
добычи жидкости - 26928 тыс.тонн (1988 г.)
закачка воды - 34117 тыс.м (1989 г.);
фонд для бурения - 318 скважин размещенный.
2.1 Характеристика продуктивных пластов
Залежь пласта БС 1 10 распространена практически по всей площади месторождения. Тип залежи пластовая, сводовая, почти вся залежь чисто нефтяная (93% площади). Отметка ВНК-2346 м. Размеры 25х25 км.
Пласт БС 1 10 вскрыт в песчаной фракции на глубине 2310-2410 м. Общая мощность пласта 9,2-18,2 м. Наибольшая эффективная мощность отмечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла структуры.
Коллекторами нефти пласта БС 1 10 служат песчаники и алевролиты. Литологическая их характеристика сходна с характеристикой пласта БС 2 10 . Коллектора имеют высокие показатели фильтрационных свойств. Среднее значение пористости - 24%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700*10 -3 мкм 2 . Среднее значение проницаемости составляет 270*10 -3 мкм 2 .
Представляет собой мощную толщу, средняя общая толщина 41 м. Чрезвычайно неоднородная по площади и по разрезу. О сложности строения говорят его параметры: песчанистость -0,48; расчлененность -9,5 м.; толщина проницаемого слоя -2м.
Для пласта БС 2 10 характерно довольно частое переслаивание песчаников с аргиллитами и алевролитами.
Тип залежи пластовая, сводовая, размеры 19,7х20,5 км., ВНК-2346 м. Практически вся залежь водонефтяная (75% площади).
Пласт БС 2 10 сложен песчаниками, алевролитами и уплотненными глинами. Пласт разделен глинистыми прослоями на 5-14 песчаных пропластков, толщинами от 0,4 до 9,2 м. Коллекторами пласта являются песчаники и алевролиты.
Среднее значение пористости принято равным -23%. Проницаемость изменяется от 0,2 до 880*10 -3 мкм 2 ; среднее значение - 114*10 -3 мкм 2
Пласт ЮС 1 стратиграфически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллита толщиной до 1 м.
Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5х5,2 км. Общая толщина пласта 16 м., эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м. (абсолютная отметка 2787 м.). Залежь пробурена в центральной части. Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренной части изменяется от 1,4 м. (скв.2034) до 20,6 м. (скв.1527). Средняя по залежи - 8,2 м.
Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность - 0,535%, подстилается подошвенной водой.
Пласт ЮС 2 относится к среднеюрскому отделу (верхняя часть тюменской свиты) сложен переслаиванием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. Мощность его 40м. Общая мощность пласта 280 м. Глубина залегания залежи 2842 м.
Пласт ЮС 2 подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 1 до 8,6 м., в среднем - 3,9 м.
Очень низкие показатели коллекторских свойств залежи: коэффициент пористости -1,6, коэффициент проницаемости -9,8 мкм 2 .
Часть запасов отнесена к забалансовым (71%). Нефтенасыщенность пласта ЮС 2 доказана результатами испытаний. Испытания дали непромышленные притоки нефти. Скважины, испытанные на пласт ЮС 2 практически "сухие". Дебит нефти более 5 М 3 /сут.
2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов
Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений и температуры (27 Мпа и 75С). Нефти недонасыщены газом, давление насыщения намного ниже пластового. Газосодержание для данного типа залежей очень низкое.
Свойства нефтей в пределах залежи БС 10 изменяются незначительно: газосодержание в диапазоне 42-56 м 3 /т., давление насыщения 8-11 Мпа, плотность пластовой нефти 818-839 кг/м 3 , вязкость 2-5 Мпа*с. Нефть в пласте и на поверхности тяжелая.
Молярная доля метана в пластовых нефтях колеблется от 19 до 275. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.
Разгазированные нефти пласта БС 10 парафинистые, слоистые, вязкие. Нефть пласта БС 10 сернистая, средней плотности, с выходом фракций до 350С от 45% до 54,9%. Технологический шифр нефти - IIT 2 П 2 .
Свойства пластовой нефти Южно-Сургутского месторождения представлены в таблице 2.2
Газосодержание при однократном разгазировании
Объемный коэффициент при однократном разгазировании , доли ед.
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях , доли ед.
Температура насыщения парафином, о С
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
Южно-Сургутское месторождение разрабатывается с 1976 года. Проект разработки составлен Главтюменьнефтегазом в 1974 году. На месторождении разрабатывается 3 объекта: пласты 1БС10, 2БС10, ЮС 1 . Извлекаемые запасы составляют 215 млн. тонн нефти.
Первая стадия разработки Южно-Сургутского месторождения продолжалась до 1986 года. На этой стадии темп извлечения постоянно увеличивался и к концу стадии составил 5,7%. На этой стадии происходит интенсивное разбуревание месторождения. Фонд добывающих скважин увеличился с 14 в 1976 до 1187 в 1986 году. На этой стадии начинают применять систему поддержания пластового давления, в 1978 году фонд нагнетательных скважин составлял 13, то в 1986 году в эксплуатации была 391 нагнетательная скважина. Среднесуточный дебит одной скважины увеличивается с 32 тонн/сут до 78,9 тонн/сут в 1979 году, но потом стал снижатся и к концу первой стадии составлял 28,8 тонн/сут. Обводненность увеличивается с 0% до 52% к 1986 году. Первая стадия продолжалась 10 лет и за это время было добыто 27,47 млн. тонн нефти, что составило 35,5% извлекаемых запасов. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1985 году и составила 11,75млн.тонн нефти.
Вторая стадия продолжалась до 1989 года. На этой стадии фонд добывающих скважин постоянно увеличивается, за счет бурения скважин резервного фонда, и концу стадии составляет 1330. Увеличивается фонд нагнетательных скважин до 456. На этой стадии снижается темп извлечения до 4,7% в год. Среднесуточный дебит скважин составляет 20,1 тонн/сут. Увеличивается обводненность скважин до 63,5%. Увеличивается число скважин эксплуатирующихся механизированным способом. Эта стадия разработки продолжалась 4 года. За это время было добыто 14,5% извлекаемых запасов нефти, максимальное количество жидкости. К концу этой стадии годовая добыча нефти снизилась до 9,8 млн. тонн.
В настоящее время Южно-Сургутское месторождение находится на третий стадии разработки. Среднесуточный дебит скважин составляет 8,6 тонн. Обводненность добываемой продукции составляет 84,2%. Практически весь фонд добывающих скважин работает механизированным способом. Снижается число эксплуатирующихся скважин и в настоящее время составляет добывающих-738, нагнетательных-233. Бурение на месторождение прекратилось в 1995 году. Темп отбора снизился до 0,9% в год. Добыча нефти постепенно снижается и в 1999 году составила 2,1млн. тонн. К концу 1999 года было добыто 66,9% от извлекаемых запасов, что составило 142,78 млн. тонн нефти.
4.1 Конструкция скважин, способы освоения скважин
Скважина - это горная выработка цилиндрической формы, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая длину во много раз больше ее диаметра. Устье скважины расположено на дневной поверхности, забой - на дне выработки.
Ствол скважины между устьем и забоем состоит из обсадной колонны спущенной в выработку, укрепленной цементным камнем в пространстве: горная порода - внешняя часть обсадной колонны. Низ обсадной колонны оборудуют башмаком, для направления колонны при ее спуске, для препятствия среза со стенок выработки глинистой корки и породы - загрязняющих нижнюю часть колонны, для предупреждения смятия торца нижней трубы. Материал - бетон, чугун. Представляет собой толстостенный патрубок длиной 0,5 м, наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а внутренний равен внутреннему диаметру обсадной колонны.
Конструкция скважин состоит из направления, кондуктора и эксплуатационной колонны. Кондуктор диаметром 245мм в добывающих скважинах опускается на глубину 400-500 м с целью перекрытия верхних водоносных горизонтов. В нагнетательных скважинах используется удлинённый кондуктор длинной 650- 800 м с целью перекрытия неустойчивых глин. Для цементирования используется тампонажный портландцемент марки ПЦТ-ДО-50. Подъём тампонажного раствора до устья.
Используются обсадные трубы с треугольной резьбой ГОСТ 632-80 или ОТТМ. Эксплуатационная колонна спускается на 50 м ниже подошвы продуктивного пласта. Используются обсадные трубы диаметром 146мм или 168 мм.
Конструкция скважины представлена на рисунке 4.1
Рис. 4.1 Типовая конструкция добывающих и нагнетательных скважин.
Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;
- попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.
Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины - превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности.
Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных: компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.
Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.
Для вызова притока пластового флюида создают депрессию, величину которой выбирают с учётом конкретных физико-механических характеристик эксплуатационного объекта. За счёт депрессии обеспечивается очистка призабойной зоны пласта от различных видов кольматантов, загрязняющих её на всех стадиях заканчивания скважины. Высокая степень очистки достигается при условии, что депрессия в 2,0-2,5 раза превышает репрессию, которой подвергается пласт при первичном вскрытии и цементировании. В связи с тем, что Ростехнадзором РФ запрещено освоение скважин воздушными компрессорами, предлагаются следующие способы освоения скважин:
· освоение скважин газогенерирующими (азот) установками;
· освоение скважин пенными системами (в качестве пенообразователя применяются неонол АФС 9-12 и марвелан К со );
· освоение скважин свабированием (при этом используется специальное устройство - сваб);
· освоение скважин струйными насосами (в настоящее время имеется достаточное количество конструкций струйных насосов различных модификаций - вставные и не вставные).
4.2 Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин
Фонтанный способ эксплуатации может применяться в тех случаях, когда энергия пласта достаточно для подъема пластовой жидкости от забоя до поверхности. Фонтанирование скважины может происходить как за счет гидравлического давления пласта, так и за счет энергии газа, растворенного в нефти. Гидростатическое давление может быть природным или искусственным, создаваемым за счет нагнетания в пласт жидкости или газа. Газлифтный способ на месторождении не применяется.
Фонтанный способ эксплуатации наиболее выгодный, поскольку не требует ни сложного специального оборудования, спускаемого в скважину, ни затрат энергии на приведение его в действие. Поэтому одной из важнейших задач является обеспечение длительного и бесперебойного фонтанирования скважины при рациональном расходовании пластовой энергии. Работу скважины регулируют за счет изменения ее дебита специальными штуцерами, установленными на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые и нерегулируемые. Первые представляют собой, по существу, игольчатый вентиль, величину проходного сечения которого можно изменить, вторые - втулки или диски с отверстиями диаметром 3-15 мм. Детали, взаимодействующие с потоком пластовой жидкости, выполняются из износостойких материалов, твердость которых обеспечивает постоянство величин поперечных сечений.
Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трудящихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.
В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Для обеспечения условий выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2-4 отверстия диаметром 5-8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1 -0,12 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10-15 м и обеспечивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.
В целом системе компрессорного газлифта присущи следующие недостатки:
1. низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;
2. большие капитальные вложения на строительство компрессорной станции и газопроводов;
3. большие энергетические затраты на компримирование (сжатие) газа;
4. сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станции.
Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа.
При газлифтной эксплуатации серьезное внимание уделяется обеспечению безопасного обслуживания газораспределительных будок и компрессорных установок.
4.3 Эксплуатация скважин, оборудованных ШГН
Механизированные способы эксплуатации связаны с использованием штанговых скважинных насосов /ШСН/, и электроцентробежных насосов /ЭЦН/.
ШСН - при его применении плунжерный насос опускают в колонне подъемных труб под уровень пластовой жидкости и соединяют с приводящим его станком-качалкой колонной штанг. Насосная установка включает скважины и насос, цилиндр которого закреплен на колонне подъемных труб, а плунжер колонной штанг соединен с приводом балансирным станком-качалкой. Насос снабжен нагнетательными и всасывающими клапанами.
Колонна штанг соединена устьевым штоком, проходящим через устьевой сальник с балансиром станка-качалки. Приводной двигатель посредством редуктора и кривошипно-шатунного механизма обеспечивает возвратно-качательное движение балансира, а он в свою очередь перемещает колонну штанг и плунжер скважинного насоса. Пластовая жидкость поднимается по внутренней полости колонны подъемных труб и через боковой отвод направляется в промысловую сеть.
При работе штанговой скважиной насосной установки в особо сложных условиях находятся элементы внутрискважинного оборудования - штанги, насос и подъемные трубы. Колонна штанг, передающая усилия от станка-качалки к плунжеру скважинного насоса, подвергает переменным по величине растягивающим усилиям верхней части, а в нижней - то растягивающим, то сжимающим. В процессе работы на нее воздействуют агрессивные вещества /сероводород, углекислый газ/, вызывающие ее коррозию, песок, выносимый пластовой жидкостью.
Для эксплуатации малодебитных скважин на Южно-Сургутском месторождении применяются штанговые глубинно-насосные установки с диаметром плунжера от 44 до 70 мм.
Технологические характеристики скважин, оборудованных ШГН, приведены в табл. 4.1
Согласно технологическим характеристикам работы ШГН, средняя глубина подвески насосов находится в пределах 1136-1462 м.
Таблица 4.1 Технологические показатели работы скважин, оборудованных УШГН
Основными причинами бездействия скважин являются: высокая обводненность, отсутствие притока, подземный ремонт. Ремонтные работы связаны в основном с: негерметичностью лифта, обрывом штанг, выходом из строя насосов (истирание рабочей поверхности плунжера и износ клапанов).
Коэффициент использования фонда скважин, оборудованных ШГН, на 1.01.2006 г. составил 0.17. Работы по обслуживанию станков-качалок весьма опасны и трудоемки. Это обусловлено наличием движущихся частей и токонесущих линий, необходимостью смазки, обслуживания, частой смены и ремонта узлов и деталей. Опасности устраняются при надежном ограждении всех движущихся частей и проведении смазки, наладки, ремонта оборудования при полной остановке станка-качалки. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устраняются площадки с ограждениями.
4.4 Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН
УЭЦН - установка погружного центробежного электронасоса; состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвигатель, протектор и многоступенчатый насос, спущенный в скважину на колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродвигатель соединен кабелем со станции управления и автотрансформатором, расположенными на поверхности у устья скважины. Часть неиспользованного кабеля укладывается на эстакаду.
Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплуатационную колонну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход поступает в насос, из которого по подъемным трубам поднимается на поверхность и через устьевую арматуру отводится в промысловую сеть.
На выходе насоса устанавливают обратный клапан для предотвращения обратного течения жидкости в подъемных трубах при остановке двигателя и сбивной клапан для слива жидкости из труб перед подъемом их из скважины.
Электродвигатель установки изготавливают в специальном исполнении, предотвращающем попадания пластовой жидкости в его внутреннюю полость. Для этого его заполняют маловязким маслом. В электродвигателе предусмотрено устройство для обеспечения фильтрации масла и циркуляции его внутри корпуса.
Протектор для защиты двигателя от воздействия его пластовой жидкости имеет запас масла для смазки подшипников двигателя и насоса. Погружной насос состоит из большого числа ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов, - расположенных внутри корпуса. Подобная конструкция обусловлена тем, что одна ступень центробежного насоса создает небольшой напор, а последовательное их соединение позволяет получить необходимое давление.
Наружный диаметр УЭЦН позволяет спускать их в скважины с минимальным внутренним диаметром: ЭЦН5 - 121,7 мм; ЭЦН5А - 130 мм; ЭЦН6 - 144,3 мм.
В процессе вывода на режим постоянно контролируется эхолотом уровень жидкости в скважине, дебит установки по ЗУ, буферное и затрубное давление, рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН.
Монтаж УЭЦН осуществляется при температуре окружающей среды не ниже - 30° С ( с утепленной автовымоткой и устьевой площадкой - до предельных температур проведения спуско - подъемных операций). В случае атмосферных осадков ( дождь, снег, пыльная буря) монтаж выполняется только при наличии в бригаде ПКРС укрытия, защищающего собираемые узлы УЭЦН от осадков.
Темп набора кривизны ствола скважины в зоне спуска УЭЦН не более 2° на 10 метров. Для УЭЦН REDA возможность прохождения участков кривизны определяется шаблонированием колонны; зона подвески REDA в скважине с внутренним диаметром менее 140 мм должна быть прямолинейна.
Установками электроцентробежных насосов на месторождении оборудовано 404 действующих скважин. Для подъема жидкости применяются насосы отечественного производства производительностью 60-400 м 3 /сут и напором 800-1800 м., табл. 5.1
На дату анализа в бездействии находились 202 скважин, оборудованные ЭЦН. Основные причины бездействия: высокая обводненность продукции, ожидание капитального ремонта связанного с различными технологическими причинами, а также подземного ремонта в связи с износом рабочих органов насоса.
Таблица 5.1 Распределение действующего фонда скважин по типоразмерам добывного оборудования (в %)
Коэффициент использования фонда скважин, оборудованных УЭЦН, по состоянию на 1.01.2006 г. составил - 0.66.
Анализ технологических режимов работы добывающего фонда показал, что из числа скважин, оборудованных УЭЦН, практически все скважины работают в оптимальном режиме.
Средняя глубина спуска ЭЦН составляет по объектам разработки 1681.95 м и динамический уровень колеблется в пределах 110-1120 м.
Основные опасности при эксплуатации скважин, оборудованных скважинными электроцентробежными погружными насосными установками связаны с эксплуатацией электрооборудования, монтажем, демонтажем установок.
Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных центробежных насосов, осмотр, ремонт и наладку его должен поводить электротехнический персонал. Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка электронасосов.
Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.
4.5 Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов
Контроль за разработкой залежей осуществляется в соответствии с действующими правилами разработки и действующими руководящими документами и регламентами, включает следующие целевые виды работ:
периодические исследования работы фильтра пласта, состава флюидов, технического состояния скважин промыслово-геофизическими методами в процессе эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин;
выявление результатов влияния процесса разработки на состояние пласта исследованием бурящихся скважин в открытом стволе методами ГИС на уже разрабатываемых залежах;
периодические гидродинамические исследования добывающих и эксплуатационных скважин в процессе их эксплуатации;
регулярные исследования режимов работы скважин, параметров процесса разработки, показателей процесса разработки на нескольких уровнях (скважина, ряд скважин, зона залежи, залежь в целом).
Для условий нефтяных месторождений Западной Сибири все виды перечисленных работ регламентированы действующими нормативно-техническими документами.
Исследование эксплуатационных скважин методами ГИС в процессе эксплуатации проводится для получения следующей информации:
- определение интервалов перетока флюидов;
- распределение потока по пластам (слоям);
- определение источников обводнения скважин;
- обследование технического состояния скважин;
- контроль состояния освоения скважин при вводе в эксплуатацию;
- контроль текущей насыщенности пластов и интервалов их обводнения.
Для решения этих задач в комплекс исследований добывающих скважин входят: гидродинамическая расходометрия - РГТ-1, Кобра-РВ, Збр, Д-1м, ДГД8 и др. (в зависимости от общего дебита), индикатор притока - СТД, термометр - ТДА, влагометр - ВГД-2, плотностномер - ГГТ, резистивиметр - РИС-36,42, магнитный локатор муфт, гамма каротаж - ГК, нейтронный каротаж НКТ-50, акустический каротаж в режиме цементомера. При необходимости используется закачка изотопов, солевых растворов.
Периодичность, виды и объем исследований методами ГИС регламентируют: "Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ" (РД 384-1064-84); "Регламент комплексного контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений Главтюменнефтегаза", СибНИИНП, 1987 г.
Исследование при работе скважин механизированным способом со спущенным в ствол подземным оборудованием сводится к: определению интервалов негерметичности обсадных колонн при работе в НКТ; определению заколонной циркуляции; определению подвески НКТ, глубины установки насосного оборудования; контролю за работой оборудования насосных скважин.
Гидродинамические исследования скважин проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения параметров пласта.
В настоящее время применяют следующие методы исследования скважин:
- метод исследования при неустановившемся режиме работы скважины;
Сущность метода установившихся отборов состоит в определении зависимости дебита скважины от перепада пластового и забойного давления при установившихся режимах работы скважин. Такие зависимости называются индикаторными диаграммами. По этим данным определяют коэффициент проницаемости.
Сущность метода исследования скважин при неустановившихся режимах сводится к тому, что после мгновенного изменения установившегося режима работы скважины фиксируют скорость восстановления или падения забойного давления и строят график восстановления забойного давления во времени. Затем по этому графику рассчитывают основные параметры пласта, характеризующие его фильтрационную способность.
Малые объемы извлекаемой жидкости и невозможность достижения стационарного режима работы скважин не позволяют использовать стандартные методы исследования.
В связи с этим в нефтепромысловой практике используются так называемые методы прослеживания уровня или забойного давления после создания депрессии на пласт с помощью компрессора.
При этом для определения коэффициента продуктивности применяют различные аналитические, графоаналитические дифференциальные и интегральные методы, и метод наилучшего совмещения. Отметим, что все эти методы, даже при самых благоприятных случаях, дают параметры узкой призабойной зоны пласта.
Наиболее доступным методом исследования остается метод волнометрирования. При этом по замерам статистических Нст и динамических Ндин уровней путем пересчета определяют забойные и пластовые давления.
Для правильн
Разработка Южно-Сургутского месторождения отчет по практике. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Организация и её роль в трудовой деятельности. Скачать бесплатно и без регистрации
Сочинение Миниатюра Медный Всадник
Сочинение Допуск К Егэ Темы
Контрольная Работа Документационное Обеспечение Управления
Реферат: Андронников, Владимир Николаевич
Чему Учит Роман Дубровский 6 Класс Сочинение
Реферат Отечественные Концепции В Доу
Воспитание Скачать Реферат
План Сочинения Базаров Взлет И Трагедия
Реферат: Рекомендации по выбору персонального компьютера
Дипломная работа: Институт ренты в гражданском законодательстве
Курсовая работа: Факторы, влияющие на возникновение у подростка ранней алкоголизации
Сочинение по теме Тема Родины в лирике А.А.Блока
Контрольная работа по теме Обґрунтування необхідності вкладання грошей фірмою в устаткування за iнвестицiйним проектом. Формування iз генеральної сукупності експертів репрезентативної вибірки
Реферат На Тему Гегель (1770-1831 Гг.) И Его Философская Система
Курсовая работа по теме Влияние особенностей педагогических коммуникаций на личностные и межличностные особенности младших школьников
Реферат: Dead Man Walking Essay Research Paper DEAD
Контрольная работа: Субъекты гражданского права. Трудовой договор (контракт)
Сочинение Мой Родной Поселок 7 Класс
Курсовая работа: Тяговый и динамический расчет автомобиля ГАЗ-4301
The State Russia - География и экономическая география презентация
Сущность аудита и аудиторской деятельности - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Морские зеленые водоросли - Биология и естествознание реферат