Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть" (122846)

Посмотреть архив целиком

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 наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти. Это происходит по многим причинам. Основная из них – вступление месторождений в позднюю стадию разработки, которая характеризуется повышенной обводненностью продукции, увеличением числа ремонтов скважин и снижением дебитов скважин по жидкости. Поэтому особое значение приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин.

Подавляющее большинство скважин на Муравленковском месторождении более 80% эксплуатируется с применением установок погружных центробежных электронасосов, а по всей стране более 30%.

Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиями формирования нефтяной залежи.

Принципы добычи жидкости из скважины, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их. В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.

Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как воздействуют порознь или совместно, вызывают ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях.

1. Исходные данные


1.1 Орогидрография


Муравленковское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, вблизи разрабатываемых месторождений Суторминского и Умсейского. Месторождение приурочено к водоразделу рек Пурпе и Пякупур. В орогидрографическом отношении район представляет собой озерно-аллювиальную равнину, заболоченную и залесеную, изрезанную сетью многочисленных притоков рек Пурпе и Пякупур. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +80 на севере до +11 на юге над уровнем моря. Климат района – резко-континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Температура января падает до - 55С, в летние месяцы достигает +37С. В районе месторождения наблюдается развитие многолетнемерзлых пород, кровля которых залегает на глубинах 190-217 м. Толщина их достигает 125-170 м.

Базовый город месторождения Муравленко.

В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 1982 году по технологической схеме разработки утвержденной ЦКР (протоколом №929 от 23.10.81).


1.2 Тектоника


Муравленковское нефтегазовое месторождение эксплуатируется с целью добычи нефти ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», которому выдана лицензия СЛХ №00712НЭ на право добычи нефти и газа из залежей пластов ПК1, группы пластов БС, геологического изучения с последующей разработкой новых залежей в меловых и юрских отложениях.

На Муравленковском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргеллитовыми породами. Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20 до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты БС10-1 - БС11 на глубинах 2600-2720м.

Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) – пласт ПК1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.

Согласно тектонической схеме Муравленковское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры в пределах сейсмоизогибсы – 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.


1.3 Стратиграфия


Залежь пласта БС11 является основным объектом разработки Муравленковского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.

Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи – 2511,3 м (скв. 2181) и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке – 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3%, большая часть которой приурочена к западному крылу структуры.

ВНК в среднем принимается на отметке 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 (таблица 1.3.1).

Залежь пласта БС10-1 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Она состоит из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщения. Колебания отметок ВНК от 2510 м до 2530 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6,0 м, в основном около 2 м. По результатам испытания разведочных скважин из пласта БС10-1 получены притоки нефти от 1,3 м3/сут до 80,5 м3/сут и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежи различной весьма сложной конфигурации колеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположены они на значительной части месторождения. Залежи – литологически экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С1 составляет 61%), низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельный объект разработки.

Залежь пласта БС10-2. Пласт имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-аревритовые разности пород.

По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севере он фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь – пластовая сводовая с частичным литологическим экранированием.

По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сут. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.


Таблица 1. Характеристика залежей нефти и газа Муравленковского м/р.

Пласт

Залежь

Глубина пласта в своде (абс. отм.)

Отметка, м

Размеры залежи, км

Высота залежи, м

Средняя толщина, м

Размеры площади, %

Тип залежи

ГВК

ВНК

Нефтенасыщенная

Газонасыщенная

Водонефтяной зоны

Газовой зоны


БС12


2575


2589

3,4х2,5

14

2,7


63,2


Пластово-сводовая

БС11


2511


2596

27,8х18,2

34,7

12,0


35,3


Пластово-сводовая

БС10-3


2489


2511

3,8х2,8

22

2,6


53,0


Пластово-сводовая

БС10-2

1

2519


2528

0,7х1,5

9

1,3


28,6


Литолог. экран.


2

2508


2520

0,7х1,3

12

1,5


46,7


Литолог. экран


3

2479


2513

18,2х7,2

34

2,1


43,6


Литолог. экран


4

2504


2520

2,0х1,8

16

1,6


100


Литолог. экран

БС10-1


2449


2490

20,1х7,8

41

6,1


39,5


Пластово-сводовая

ПК1


1002

1039


21,2х10,9

37


11,4


100

Массивная


Случайные файлы

Файл
92895.rtf
148310.rtf
138562.rtf
182567.rtf
26474.rtf




Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.