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

   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.