Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 История открытия и освоения месторождения

1.2 Географическая характеристика района работ

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

2.2 Характеристика продуктивных пластов

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Действующий вариант разработки месторождения

3.2 Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН

3.3 Схема УЭЦН и характеристика основных узлов

3.4 Подбор УЭЦН к скважине № 620Г куст 32

3.5 Подготовка УЭЦН к запуску

3.6 Технология вывода скважины на режим за несколько включений

3.7 Подтверждение режима работы УЭЦН

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ



Введение

Скважины Федоровского месторождения, в основном, эксплуатируется с применением установок погружных центробежных электронасосов. При эксплуатации пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами освоить скважину после ремонта (вывести на режим) с первого раза, как правило, не удается. До начала запуска скважин, переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после подземного ремонта (ПРС), или входящих в списки часто ремонтируемых и работающих периодически, технологу ЦДНГ необходимо составить программу вывода на режим, которую контролирует и корректирует постоянно в процессе всего вывода на режим. Это связано с тем, что насос откачивает столб жидкости выше своего приема быстрее, чем пласт включается в работу (т.е. из пласта обеспечивается приток, достаточный для устойчивой работы УЭЦН). При понижении уровня в скважине (и давления на приеме насоса) ниже критического значения установка отключается автоматически или вручную оператором. Необходимо несколько последовательных включений установки (откачек), прежде чем оказывается возможным вывести скважину на режим и оставить в работе на длительный срок.

Основная задача освоения добывающих скважин после ПРС (при выводе на режим после ремонта) состоит в недопущении перегрева ПЭД, кабельной линии и обеспечении отключения УЭЦН при содержании свободного газа на приеме насоса более 25%. Минимальное погружение УЭЦН для обеспечения данного требования по содержанию свободного газа на приеме насоса, необходимо определять при помощи специализированных программ для подбора УЭЦН в зависимости от газового фактора, давления насыщения и обводненности перекачиваемого флюида.



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 История открытия и освоения месторождения

Нефтяные месторождения, как и каждый человек, имеют свою судьбу. В августе 1971 года при бурении скважины Р-62 нефтеразведки объединения "Обьнефтегеология" получили фонтан нефти дебитом 200 тонн в сутки. Он известил об открытии нового месторождения, о котором заговорили сразу, поскольку вырисовывались небывалые перспективы и даже возникло сравнение с Самотлором. Геологи уверяли, что здесь тоже уникальные залежи нефти. В процессе разведки выявилась промышленнаянефтегазоносность двенадцати пластов. Предполагаемая площадь добычи исчислялась 1260 квадратными километрами.

Название месторождения было дано в честь В.П.Федорова, главного геофизика Сургутскойнефтеразведочной экспедиции, специалиста, который отдал много энергии и сил разведке недр Среднего Приобья. При его непосредственном участии были открыты многие месторождения, составившие в процессе их дальнейшей разработки основу нефтедобывающей промышленности края.

С первых же дней Федоровское месторождение стало своеобразным полигоном ускоренного внедрения новых методов. Первоочередные участки были переданы в эксплуатационную разработку уже в 1972 году.

Институт "Гипротюменьнефтегаз" в проекте предусмотрел сооружение промысловых объектов только из блоков и узлов заводского изготовления с полной автоматизацией. В короткий срок был построен трубопровод, связавший Федоровское месторождение с Западно-Сургутским товарным парком.

В первые годы обустройством Федоровского месторождения занимается старейшее в регионе нефтегазодобывающее управление "Сургутнефть".

Объемы растут, и в мае 1977 года принимается решение о создании НГДУ "Федоровскнефть". В течение года было добыто свыше 10 млн. тонн сырья. Промысловики приступают к подготовке нефти высшей группы качества, успешно справляются с планом по сдаче сырья экспортной кондиции.

Но не все давалось так просто. Еще в декабре 1977 года в результате срыва сроков ввода объектов системы ППД дефицит закачки воды составил тогда 10 млн. м3, пластовое давление в зонах отбора жидкости значительно снизилось и, как следствие, стала уменьшаться производительность скважин, возрос газовый фактор. Все это, в конечном счете, отрицательно сказывалось на режиме эксплуатации месторождения. Необходимо было в срочном порядке форсировать строительство объектов для обеспечения стабильного функционирования промысла.

За годы освоения этой уникальной подземной кладовой было построено более 4,5 тысяч эксплуатационных и нагнетательных скважин, добыто свыше 430 млн. тонн нефти и более 50 млрд. м³ газа. Из 10 скважин получено по 1 млн. и более тонн сырья.

И все-таки падение уровня добычи - удел всех месторождений, процесс, так сказать, необратимый. Но это не значит, что были потеряны объемы сырья. Упущено обустройство под систему газлифтных скважин, а главное - под систему ППД. Когда в 1983 - 1985 годах началось падение объемов, все силы специалистов объединения и НГДУ были брошены на то, чтобы исправить ситуацию. И хотя снижение добычи на Федоровском месторождении продолжалось до 1996 года, а по некоторым объектам наблюдается и сейчас, ситуация в целом стабилизировалась. В первую очередь за счет ввода в разработку залежи АС _4-8, и технологическая схема составлена таким образом, что в течение ближайших лет будут удерживаться объемы на одном уровне. Это очень существенный момент. И сейчас мы имеем "ковер" для бурения до 2018 года.



1.2 Географическая характеристика района работ

В административном отношении Федоровское месторождение расположено в средней части Среднего Приобья на территории Сургутского района Ханты-Мансийского Автономного округа Тюменской области. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 м до +75 м. Основная водная артерия района - река Обь. Течение реки медленное (0,3-0,5 м/сек), спокойное. Ширина реки колеблется от 850 м до 1300 м, глубина 8-18 м. Река судоходная в течение всей навигации, со второй половины мая до конца октября. Непосредственно на площади месторождения гидрографическая сеть представлена множеством ручьев и рек. Наиболее крупная из них река Черная - правый приток Оби. На всей территории наблюдается большое количество болот и озер. Самое крупное озеро Пильтон - Лор имеет площадь около 100 км болота непроходимые, замерзают к концу января. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и притоков. Климат резко континентальный, характеризуется суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким летом и короткой весной и осенью. Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Толщина снежного покрова на болотах достигает 0,5 - 1 м, в лесных массивах 1,5 - 2 м. Толщина льда на больших реках 0,4 -8м. Средняя дневная температура летом + 17 °С и зимой - 25 °С. Количество осадков достигает 400 мм в год. Максимальное количество осадков приходится на май - август.

Район относится к малонаселенным пунктам, плотность населения составляет 1 человек на 1 м². Местное население, ханты и манси, занимаются охотой, рыбной ловлей и оленеводством. Основная масса населения русские, украинцы, татары заняты в основном в нефтяной промышленности. Наиболее крупным населенным пунктом является город Сургут, где живут более 300 тыс. человек. Источником водоснабжения населения служит река Обь и ее притоки.

На рисунке 1.1 представлено расположение Федоровского месторождения.

Рисунок 1.1 - Расположение Федоровского месторождения

Для питьевых целей используют подземные воды верхнего гидрогеологического этажа, куда выходит алымско - Новомихайловский и Тавдинский водоносные горизонты. В Сургуте сосредоточены основные промышленные предприятия, нефтеперерабатывающий завод, ГРЭС-1, нефтедобывающие управления, объединение Сургутнефтегаз, нефтегазоразведочная экспедиция, крупный аэропорт, железнодорожный узел и речной порт. В связи с развитием нефтеперерабатывающей промышленности в районе население постоянно растет. Дорожная сеть в районе из-за сильной заболоченности развита слабо. Построена дорога от города Сургута до города Нижневартовска и Нефтеюганска - Тюмень, задействовал автомобильный мост через реку Обь в направлении города Нефтеюганска. Железная дорога связывает город Сургут с городом Тюменью, городом Нижневартовском и городом Уренгоем. В Сургутском районе и непосредственно на территории месторождения имеются огромные запасы торфа, гравия, песка, песчано-гравийной смеси, кирпичных глин и другие строительные материалы.



2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

Палеозойский фундамент. Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. Эффузивно - осадочные отложения объединяются в туринскую серию осадков, входящие в состав фундамента. Юрская система. Нижний - среднеюрский отдел (тюменская свита) представлена прослаиванием между собой песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает нефтяной пласт ЮС₂, литологически представлен переслаиванием песчаников темно - серых, плотных, тонко-мелкозернистых, крепкосцементированных. Общая толщина пласта до 20 м. Толщина тюменской свиты достигает 250 м.

В основании васюганской свиты залегают аргиллиты темные. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников темно - серых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт ЮС₁. Толщина свиты 103 м.

Георгиевская свита представлена черными аргиллитамис многочисленными остатками рыб. Толщина свиты от 2 до 7 м.

Баженовская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, черными с различной степенью битуминозной. Толщина свиты 10 -56 м.

Меловая система. Отложения этой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижний отдел состоит из осадков мегионской, вартовской, алымской свит. Мегионскаясвита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов.

Выше залегает ачимовская свита, представлена чередованием песчаников и аргиллитов пачки 211м. Выше лежащая толщина сложена темно - серыми аргиллитамис прослоямипесчаников,вразрезе которой выделяются продуктивные пласты БС10-11. В толщине этих глин выделен нефтеносный пласт БС10.

Проницаемые прослои сложены мелко и средне зернистыми песчаниками с прослойками глинистого алевролита. Общая толщина мегионской свиты до 506 м. Вартовскаясвита представлена двумя подсвитами. В состав нижней подсвиты входят два нефтяных пласта БС1 и БС2 сложены они мелкозернистым мелким песчаником с прослоями аргиллитов и алевролитов. Над пластами БC₁ и БС2 залегает ишимская глинистая пачка, которая на некоторых участках месторождения опесчанивается в верхней части. Толщина ее 7- 49 м. Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты АС4-12 смесь, из которых является нефтенасыщенными: АС₄; AC5-8; AC7-8; AC9. Толщина вартовской свиты до 434 м.

Атлымская свита залегает в основании валанжинского яруса и представлена аргиллитами темно - серыми, почти темными в средней части, песчаниками и алевролитами. Толщина ее достигает 132 м.

Покурскаясвита представлена неравномерным переслаиваниемалевролитопесчаных и глинистых пластов и пачек различной толщиной. Толщина покурской свиты до 843 м.

Кузнецовскаясвита приурочена к морским осадкам туренского яруса. Литологически она представлена глинами темно серыми, местами алевролитами. Толщина свиты 29 м. Березовская свита делится на две подсвиты: нижнюю опоковидную и верхнюю глинистую. Обычная толщина свиты до 145 м.

Ганькинская свита - литология ее довольно однообразна: нижняя часть слагается глинами темно серыми, верхняя часть представлена глинами серыми с зеленовато - голубоватым оттенком. Толщина свиты до 86 м. Палеогеновая система. Сложена глинами темно - серыми, однородными, местами алевролитами. Толщина до 120 м.

Люлинворскаясвита представлена глинами серыми и темно - серыми. Толщина свиты до 203 м.

Тавдинскаясвита представлена глинами зелеными и алевролитами толщина свиты до 170 м.

Алымскаясвита представлена песками серыми, мелкозернистыми, кварцевыми, в верхней части чередование глин и песков с прослоями бурых углей. Толщина свиты до 100 м.

Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена алевролитами серыми, сильно глинистыми. Толщина свиты превышает 40 м.

Четвертичная система. Отложения представлены песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменными алювием м покровными отложениями. Толщина свиты не превышает 40 м.

В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского метаморфизованного фундамента мезокайнозойского осадочного чехла. В тектоническом отношении район месторождения представляет собой мощную антиклинальную систему.

Геологический разрез пластаАС4-8 представлен на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1- Геологический разрез пласта АС4-8 Федоровского месторождения

1 -- песчаник; 2 -- песчано-глинистые породы; 3 -- алеврито-глинистые породы, глины; 4, 5 -- контакт соответственно газо-, водонефтяной; 6, 7 -- по данным ГИС соответственно нефте-, газонасыщенность

По геофизическим данным фильтрационно-емкостные свойства исследованы по 3185 определениям из 626 скважин. Пористость изменяется в диапазоне от 18.8 до 25.6%, при среднем значении коэффициента пористости - 22.6%. Проницаемость варьирует в интервале от 1 до 1950*10-3мкм2, при среднем значении - 354*10^-3мкм². Нефтенасыщенностьисследована по 872 определениям из 477 скважин. Среднее значение коэффициента нефтенасыщенности равно 51%, интервал изменения от 35 до 77.5%.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

Пласт БС10, коллекторы пласта БС10 представлены песчаниками кварц-полевошпатного состава (содержание кварца -34 %, полевых шпатов - 45 %, обломков горных пород - 9,5 %, слюды - 2,9 %), мелко и средне сцемен-тированные (содержание фракций: >0,1-49,7%, 0,1-0,01-40,7%, <0,01-9,6 %). Цемент песчаников каолинит - хлорит гидрослюдистого состава. Пористость пород коллекторов определялась как по керну, так и по геофизическими методами отдельно для нефтяной и водонефтяной зон. Проницаемость определялась по керну и промысловыми исследованиями разведочных скважин. Всего сделано 310 лабораторных определений проницаемости из 27 скважин, расположенных главным образом в пределах Моховой площади (15 скважин). Среднее значение проницаемости определены как для нефтяной и водонефтяной зон, так и для месторождения в целом, которые составляют соответственно 244, 193, 227 мд. По промысловым данным среднее значение проницаемости по 24 скважинам составляет, по методу установившихся отборов 160 мд. Среднее значение проницаемости по данным исследования скважин составляют на Федоровской-106 мд, Моховой-184 мд, Восточно-Моховой-150 мд. По данным исследования керна по площадям она распределена соответственно 179, 207 и 204 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется коэффициенты проницаемости по данным промысловых исследований скважин (таблица 2.1). Насыщенность связанной водой пласта БС10 определена по данным исследования керна, которая равна: по Федоровской площади 0,331, Моховой - 0,301, Восточно-Моховой - 0,276.

По промыслово-геофизическим исследованиям коэффициент нефтенасыщения составляет в целом по месторождению по нефтяной зоне - 0,73, для водонефтяной зоны - 0,61. При подсчете запасов была принята величина, определенная геофизическими методами (0,78 для нефтяной части залежи, 0,66 для водонефтяной части). Для оценки неоднородности коллекторов пласта БС10 по проницаемости был проведен анализ по 298 определениям из 28 скважин. Результаты, полученные при расчетах, показали, что послойная (по разрезу) неоднородность несколько выше зональной (по площади) и соответственно равна 0,504 и 0,207 (квадрат коэффициента вариации). Ниже приводится таблица зональной и послойной неоднородности (таблице 2.2).

Таблица 2.1 - Сравнительная характеристика физико - коллекторских параметров

Объекты	Площади	Пористость керн геоф.	Нефтенасыщенность керн геоф.	Проницаемость керн геоф.
АС5-6	Федоровская	0,260	0,25	0,707	0,6	395	328
	Моховая	0,265	0,25	0,746	0,6	514	328
	Восточно-Моховая	0,265		0,721		239	218
БС1	Федоровская	0,246		0,669		179	106
	Моховая	0,238	0,23	0,699		207	184
БС10	Восточно-Моховая	0,225		0,724		204	160

Таблица 2.2 - Зональная и послойная неоднородность для продуктивных пластов.

Пласты	Количество определений	Количество скважин	Зональная неоднородность	Послойная Неоднородность
АС5-6	197	23	0,274	0,378
БС1	64	13	0,259	0,242
БС10	298	28	0,274	0,504

Пласт БС1, коллекторы пласта исследованы в 13 скважинам по керну 63 образца расположенных равномерно по всему месторождению. Пористость пласта изменяется от 0,229 по 0,289, составляет в среднем 0,265. Проницаемость в среднем составляет 232 мд. При вариациях от 38,7 мд. по 668,3 мд. Остаточная нефтенасыщенность по образцам колеблется от 11 до 33,4 и в среднем составляет 21,1 %. Остаточная водонасыщенность колеблется от 18,7 % по 37 % составляя в среднем 27,9 %. Промысловые исследования по пласту БС1 проведены в 5 скважинах. Гидропроводность пласта составляет 26,2 см/спз, проницаемость - 218 мд. Расхождения с лабораторными определениями незначительно. При гидродинамических расчетах рекомендуется принять величину проницаемости, определенную по промышленным данным (218 мд.).

Пласт АС7-8, пласт охарактеризован 103 лабораторными определениями керна по 4 скважинам Восточно-Моховой и 4 скважинам Моховой площади. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 0,249 до 0,273 и составляет в среднем 0,260. По данным промыслово-геофизических исследований величина коэффициента пористости по пласту АС7-8 равна 0,25. Проницаемость, по данным лабораторных исследований, изменяется от 127,3 до 559,8 мд. Составляет в среднем 272 мд. на Восточно-Моховой и 314 мд. на Моховой площадях.

Промысловые исследования пласта АС7-8 проведены лишь в одной скважине, проницаемость пласта 182 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина 0,61 для нефтяной оторочки и 0,28 для "газовой шапки". Остаточная нефтенасыщенность по данным лабораторных исследований керна, равна 18,4 %. Пласт АС5-6, коэффициент пористости определяется как лабораторным методом (446 определений по 24 скважинам), так и по геофизическим данным. Полученные значения близки между собой.

По керну коэффициент пористости составляет для газо-насыщенной части -0,277, для нефтяной 0,265, и водонефтяной и в целом по пласту равен 0,267. По геофизическим данным коэффициент пористости равен 0,250.

Для подсчета запасов и расчетов рекомендуется величина, полученная геофизическими методами. Проницаемость по керну охарактеризована 201 определениями из 23 скважин и изменяется от 49,6 по 1203 мд, составляет в среднем 454 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина, полученная по промысловым исследованиям. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по пластам Федоровского месторождения представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Средние значения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по пластам Федоровского месторождения

Участок	Проницаемость (10-3мкм2)	Пористость (%)	Водоудерживающая способность (%)
	средняя	Коэф. вар.
В целом	315		99	39
В т.ч. газонасыщенная часть	328		26	37
Нефтенасыщенная часть	315		25	37
Моховая площадь
Газонасыщенная часть	287		26	39
Нефтенасыщенная часть	233		26	41
Федоровская площадь
Моховая площадь в целом	180		25	36
Нефтенасыщенная часть	242		26	31
Северо-Сургутская площадь (без высоко проницаемых прослоев скв№1739,№3464)	352		26	26
Федоровская площадь
Нефтенасыщенная часть	363		26	23
Моховая площадь в целом
Нефтенасыщенная часть	254	-	26	31
Северо-Сургутская площадь в целом и нефтенасыщенная часть.	215		26	31
в целом нефтенасыщенная часть	194	70	24	27
Восточно-Моховая (север)	194	70	24	27
Восточно-Моховая (юг)	125	-	24	30
В целом	264	118	24	30
Вт.ч. нефтенасыщенная часть	283	117	24	29
Федоровская площадь в целом	200	100	24	32
В т.ч. нефтенасыщенная часть	253	80	24	29
Моховая в целом	302	113	24	33
В т.ч. нефтенасыщенная часть	310	113	24	29
Восточно-Моховая (север)	220	80	23	29
В т.ч. нефтенасыщеная	211	80	23	30
Восточно-Моховая (юг)	194	-	23	30
Нефтенасыщенная часть	209	90	23	29
В целом	135	111	25	32

Федоровской 116 атм. до 139 атм. и до 121 м3/м3, для Восточно-Моховой до 166 атм. - давление насыщения, газосодержание до 121 м3/м3. Вязкость нефтей в пластовых условиях изменяется от 1 спз. На своде Федоровского и Мохового поднятия до 1,3 спз. В приконтурных зонах, составляет в среднем 1,17 спз. По своему химическому составу нефть пласта БС10метаново-нафтеновая с содержанием серы 0,8 - 1,2 %, парафина 3 - 5 %, смол и асфальтенов 6-11 %.

Содержание фракций выкипающих до 300 °С, составляет 43 - 52 %. Плотность сепарированной нефти по пласту БС10 в среднем составляет 0,857 г/см3. Пласт БС1. Залежь пласта БС1 охарактеризована 10 глубинными пробами из 3 скважин и 7 поверхностными по 7 скважинам.

Нефть залежи пласта БС1 отличается повышенной плотностью (0,898 г/см3) и вязкостью (в пластовых условиях 4,9 спз.), низким объемным коэффициентом - 1,12, давлением насыщения - 122 атм. и газовом фактором -45,7 м3/м3.

По химическому составу нефть высокосернистая-1,86%, высоко-смолистая (содержанием смол и асфальтенов до 14,6 %), парафиниста-3,94 %.

Пласт АС4-8. Залежи нефти пластов AC4-8 имеют высоту около 10 - 12 м, охарактеризованы высокой плотностью от 0,880 до 0,920 г/см3 (средняя 0,903 г/см3), высокой вязкостью - до 128 сСт. при 20 °С, содержанием смол и асфальтенов изменяется от 10 до 15 %, а выход фракции выкипающих до 300 °С, в среднем составляет 28 %.

Таким образом, по физико - химическим свойствам нефти под газовой залежи значительно хуже нефтей пласта БС10 и АС7-8, имеются также анализы нефтей пласта ЮС2, которые имеют высокий удельный вес - 0,9 г/см3, высокую вязкость в поверхностных условиях 62 - 82 сСт и низкий процент фракции, выкипающих до 300 °С - 26-29 %.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения от общих балансовых запасов составил 0,012 при текущей обводненности добываемой продукции 85,7 %. Средний дебит добывающей скважины по нефти 13,2 т/сут.

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Нефть, добываемая на Федоровском месторождении, является высокопарафинистой, смолистой, вязкой, сернистой. Разгазированные нефти пластов АС9 и БС4 - тяжелые, БС1, БС10, ЮС2 - средней плотности.Содержание парафина колеблется в пределах от 3,4% (пласт БС1), до 4,9% (пласт АС9); асфальтенов от 1,8% до 3,5%, смол селикагелевых от 8,5 до12,5%. Нефть пластов АС9, БС1, БС4, ЮС2 - сернистая (содержание серы до 2%), а пласт БС10 - высокосернистая (0,2% и более). Нефти всех пластов содержат не менее 45% фракций, выкипающих до 350⁰С.В пластовых условиях нефть вязкая (3,56 -7,95мПас), характеризуется высокой степенью) пережатия; в пластах БС1, БС₂₊₃, БС10 давление насыщения в два раза ниже пластового, в пластах АС9 и ЮС2 - более чем в три раза.

Газосодержание нефти низкое, газовый фактор при условии многократной сепарации составляет по пластам: АС9 - 22 м3/т; БС₁ - 36 м3/т; БС2+3 - 37 м3/т; БС10 - 38 м3/т; ЮС₂ - 38 м3/т.

Нефтяной газ имеет высокое содержание метана (до 86%), соотношение «жирных» углеводородов типичное для газа нефтяных залежей.

Относительная плотность газа по воздуху 0.56-0.66. Газ нефтенасыщенного пласта содержит до 45% метана, а первых четырех гомологов (метан, этан, пропан, бутан)- в сумме до 99%. При поисково-разведочных работах сравнительно низкое содержание метана в пробах флюида, отобранного из пласта, рассматривается как признак нефтяной залежи.

В процессе геологоразведочных работ сталкиваются с явлением, когда пустоты пород впри скважинной зоне продуктивного пласта содержат многокомпонентный флюид (газ, нефть, воду) в различных сочетаниях и соотношениях, что осложняет однозначное решение поставленных задач.

Анализ вод, полученных из различных частей разреза апт-альб - сеноманского водоносного комплекса, показывает, что в сеноманской толще заключены хлоридные натриевые воды с общей минерализацией 15-21 г/л. Основными солевыми компонентами являются хлор и натрий, составляющие 264-360 и 237,2-333,8 мг/экв/л соответственно. Количество кальция не превышает 22,8 мл/экв/л. Железо практически отсутствует, сульфаты не обнаружены. Содержание брома изменяется от 43 до 57 мг/л, а йода - от 4,3 до 18,7 мг/л. Вода имеет слабощелочную среду (РН=6,2-8,9).В состав растворенного в водах газа входят: метан - 91,4-99,6%; этан, пропан, бутан + высшие - 0,08-0,9%; азот - 1-8%; углекислый газ - 0,5-12%; сероводород в комплексе отсутствует.

Воды сеноманских отложений имеют вязкость 0,85 - 0,65 СПз, альбских - 0,7 СПз, обских - 0.6 - 0,5 СПз.

Сжимаемость вод составляет 4,25х10-6м, плотность в пластовых условиях - от 0,982 до 0,996 г/см3, в поверхностных - 1,012 - 1,014 г/см3.

Воды апт-альб-сеноманского комплекса характеризуются высокими фильтрационными свойствами, при смешивании с пластовыми водами осадков не дают.

Характеристика пластовой воды и физико-химических свойств нефтей Федоровского месторождения представлена в таблицах 2.4-2.5.

Таблица 2.4 - Характеристика пластовой воды

Пласт	Вязкость	Плотность	Содержание анионов	Содержание катионов
			Cl-	CO-	Na+	Ca+	Mg+
БС1	0,6	1,01	9870,2	182,0	5955,4	353,2	62,9
БС2+3	0,6	1,007	9484,0	163,6	6051,0	300,9	34,4
БС4	0,5
БС10	0,5	1,009	9212,1	780,0	5839,4	256,4	69,45
АС9	0,6	1,015

Таблица 2.5- Физико-химические свойства нефтей Федоровского месторождения

Параметры / пласт	АС4-8	АС9	БС1	БС2	БС10'	БС10	БС16-18	ЮС2
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,858	0,835	0,842	0,872	0,817	0,742	0,827	0,817
Плотность нефти в ст. условиях, г/см3	0,913	0,9	0,893	0,887	0,881	0,845	0,882	0,867
Вязкость в пл. условиях, мПа с	7,53	5,54	5,59	9,45	3,04	1,40	1,54	2,27
Вязкость в ст. условиях, мПа с	50,98	44,89	50,51	31,43	24,11	12,31	18,90	26,84
Давление насыщения, кгс/см2	138	136	123	123	105	161	131	119
Газовый фактор, м3/т	50	59	47	25	51	91	118	57
Сера, %	1,30	1,10	1,90	1,00	1,90	1,10	1,32	1,45
Парафин, %	3,1	3,3	3,6	3,1	3,5	3,8	3,5	3,0
Смолы+асфальтены, %	16,5	11,0	14,6	13,6	11	7,6	10,2	11,9
Парафин+смолы+асфальтены, %	18,8	14,3	18,2	17,7	14,5	11,4	15,0	14,9
Азот, %	0,29	0,37	0,30	0,14	0,33	0,58	0,46	0,41
Температура пласта, С	57	56	61	59	66	66	74	81
Ср. темп.плавл. парафина, С	55	55	54	55	55	55	53	53

4. 3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Действующий вариант разработки месторождения

По НГДУ «Федоровскнефть» на 01.01.2014 года добыча нефти с начала разработки составила - 476445,766 тысяч тонн, что составляет 68,35% от начальных извлекаемых запасов.Добыча нефти за 2014 год составила - 8286,587 тысяч тонн, в том числе 8135,987 тыс. тонн по Федоровскому месторождению, 150,6 тыс.тонн - по Дунаевскому месторождению и 4528,382 млн.н.м3 газа из «газовой шапки» пласта АС4-8. Средний дебит одной скважины по нефти (жидкости) т/сут за декабрь 2013 года составил 10,9 т/сут (115,8).

Среднедействующий фонд скважин за 2014 год - добывающих (нагнетательных) - 3463 (2049).

Средняя приемистость одной скважины за декабрь 2013 года составила 310 м3/сут. Текущая компенсация с начала разработки 111,91 %.

Количество обводненных скважин на 01.01.2014 года - 2524.

Средняяобводненность на конец года составила - 90,4 %, уменьшилась на 0,41 % по сравнению с прошлым годом за счет ввода новых менее обводненных скважин из бурения и вывода высокообводненного фонда в другие категории. федоровское месторождение скважина газ

Текущий коэффициент извлечения нефти (КИП) составил 0,231 от текущих извлекаемых запасов нефти. По проекту максимальный уровень добычи нефти 28,1 млн. тонн достигался в 1986 году.

3.2 Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН

Движение основных показателей эксплуатационного фонда скважин НГДУ «Федоровскнефть» за 2014 год представлена на рисунке 3.1.Месторождение находится в стадии снижения добычи нефти.

Рисунок 3.1 - Эксплуатационный фонд Федоровского месторождения

Фонд ЭПУ уменьшился с 2834 до 2768 скважины, что вызвано переводом малодебитных скважин с ЭПУ на ШГН, переводом скважин в консервацию и пьезометрический фонд. Наиболее применяемыми остаются установки ЭЦН-50,60 и ЭЦН 80 - 402 и 301 скважина или 19,0 и 14,3 % от эксплуатационного фонда ЭПУ соответственно.

Увеличился фонд ЭЦН -30, 200, 400, 500, R-7, R-9, R-12, R-16, R-32; уменьшилось количество ЭЦН-50, ЭЦН-80, ЭЦН-125, ЭЦН-250, R-5.

Количество отказов и монтажей снизилось.

Межремонтный период увеличился на 50 суток и составил 523 суток.

Межремонтный период скважин возрос на 2 суток и составил 536 суток. Наработка насосов стран СНГ увеличилась на 23 суток и составила 491 суток, по насосам импортного производства выросла на 38 суток и составила 526 суток. Увеличение наработки насосов и межремонтного периода скважин вызвано усилением технологической дисциплины, контроля, увеличением числа промывок с помощью АДП.

Основные направления по работе с фондом ЭПУ на 2013 год:

1. Реализация программ НГДУ по:

а) предотвращению неэффективных ремонтов и аварий;

б) сокращению часто ремонтируемого и не оптимально работающего фонда;

в) оптимизации режимов.

2. Внедрение новой технологии и техники:

а) УЭЦН фирмы «ODI»;

б) износостойкое оборудование отечественного производства;

в) горизонтальные скважины;

г) частотные преобразователи.

3.3 Схема УЭЦН и характеристика основных узлов

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения - обычное и коррозионностойкое. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87, где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

· среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

· максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм²/с;

· водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;

· максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

· микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

· максимальное содержание попутной воды - 99%;

· максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации);

· максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

· температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

· для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70 °С;

· для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75 °С;

· для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80 °С.



Рисунок 3.2 - Схема УЭЦН

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рисунок 3.2) состоят из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах. Насос - погружной центробежный модульный. Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

3.4 Подбор УЭЦН к скважине № 620Г, куст 32

В таблице 3.1 приведены исходные данные, по скважине 620Г, куст 32 Федоровского месторождения.В скважину было спущено оборудование УЭЦН-45-2005 с обратным клапаном.

Информация, находящаяся на предприятии: о фактическом коэффициенте продуктивности скважины; газовом факторе; давлениях (пластовом, насыщения), давления в системе нефтесбора; плотности нефти, газа и воды очень важна, так как без нее невозможно произвести расчет и сделать подбор УЭЦН.

Таблица 3.1 - Исходные данные

Наименование параметров	Числовое значение
Глубина скважины(Н), м	2918
Пластовое давление(Рпл), МПа	24.9
Забойное давление (Рзаб), МПа	10.2
Давление насыщения (Рнас), МПа	8.1
Устьевое давление (Ру), МПа	1.2
Плотность воды (рв), кг/м3	992
Плотность нефти (рн), кг/м3	839
Плотность газа (рг), кг/м3	1.1
Коэффициент продуктивности скважины (К), т/сут·МПа	35.2
Диаметр эксплуатационной колонны (Dэ.к.), м	146
Обводненность (n), ед	97
Газовый фактор (G), м3/т	38

1. Определяем дебит скважины по уравнению притока при n=1 по формуле:

(3.1)

2. Выбираем оптимальное давление на приеме насоса в зависимости от обводненности и газового фактора:

Р_опт._пр. = 2,5 - 3 МПа при n>50%

Р_опт.пр. = 3 - 4 МПа при n<50%

Обводненность скважины составляет 61% , принимаем Р_опт.пр. = 3 МПа

3. Определяем глубину спуска насоса из условия обеспечения необходимого оптимального давления на приёме насоса:

(3.2)

где - плотность смеси, определяется в зависимости от обводненности по формуле:

= (3.3)



4. Выбираем диаметр труб по графику в зависимости потерь напора на трение от их пропускной способности и КПД труб.

Для этого массовый дебит переведем в объемный, т.еQ_о= Q / с = 473 * 10³/ 992 = 476 м³/сут, диаметр НКТ= 73 мм

5. Вычисляем потребный напор, необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:

(3.4)

где h_тр - потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, принимаем h_тр = 6...16 м.

h_г- высота подъема жидкости в НКТ за счет энергии выделяющегося из нефти газа.

(3.5)

где d_вн - внутренний диаметр НКТ, м.

6.Определяем группу и диаметр насоса в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны:

D (Dвн),_мм группа насоса диаметр насоса, мм

140 (121,3) 5 92

146 (129) 5А 103

168 (144,1) 6 123

7. Определяют необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических и корродирующих примесей в продукции скважины: ЭЦН5А-500-2242, КПД - 94

8. Выписывают типоразмеры остального оборудования согласно комплектности поставки: двигатель, гидрозащиту, станцию управления, трансформатор, кабель, пользуясь справочной литературой.

Таблица 3.2 - Комплект погружного оборудования для скважины № 620Г

Оборудование	Тип
ЭЦН (электроцентробежный насос) в том числе:	ЭЦН5А-500-2242
Клапан обратный	КОО-73
Клапан сливной	КС-73
ПЭД(погружной электродвигатель)	ПЭДН 35-103
	ТМСП-2
Гидрозащита	ГЗН-103
Газосепаратор	ГДН 5-250
Кабельная линия:	Кабель	КПпБП 3х16
	удлинитель	УБ-46 3х25
Шламоуловитель	ШУН
Протектолайзер



Наземное оборудование

Наземный блок ТМСН	ТМСН-2
Станция управления	Новомет
Трансформатор	АТСЗ-160/630
Фильтр	Электон-Ф(630)
Клеммная коробка	КПК
Кабель	КГХЛ 3х16+3х25

10. Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя .

(3.6)

где - КПД насоса, определяется по рабочей характеристике насоса при заданном дебите Q

11.Определяют необходимую длину кабеля:

(3.7)

где - расстояние до станции управления ? 50 м

12. Проверяют возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5…10 мм.

Вывод: По результатам данного расчета делаем вывод, что для скважины 620Г, куст 32 необходимо спустить следующее оборудование:

- Насос: ЭЦН5А-500-2242

- Электродвигатель: ПЭДН 35-103

- трансформатор: АТСЗ-160/630

- Станция управления: Новомет

Для данной скважины глубина спуска УЭЦН составляет 2173,94м, что соответствует развиваемому напору выбранного УЭЦН.

3.5 Подготовка УЭЦН к запуску

Ответственность за правильный пуск установки после подземного ремонта, вывод скважины на режим и устранение причин ненормальной работы насоса несет технолог ЦДНГ.

Перед запуском ЭЦН скважина должна быть оборудована:

· обратным клапаном и задвижкой между затрубным пространством и манифольдной линией.

· манометром манифольдной линией.

· пробоотборным вентилем на манифольдной линии.

Запуск УЭЦН осуществляется комплексной бригадой в составе:

· оператор по добыче нефти и газа 5 - 6 разряда;

· электромонтер “ЭПУ” 4 - 5 разряда;

· представитель бригады ПКРС.

Обязанности оператора ДНГ

· Проверить состояние и работоспособность АГЗУ (в случаях неисправности либо отсутствия АГЗУ, контроль дебита осуществлять расчетным путем по снижению Н_д).

· Наличие полного и качественного крепления фланцевых соединений;

· Убедиться в отсутствии сменного штуцера и удалить его, если он установлен.

· Открыть запорную арматуру в АГЗУ и на фонтанной арматуре.

· Установить манометр на “буфер”, и “линию”

· Установить скважинный уровнемер (эхолот) на фланец затрубного пространства

· Определить статический уровень в скважине (при Н_ст более 700 метров, произвести долив скважины)

· Закрыть затрубную рабочую задвижку

· Записать данные в эксплуатационный паспорт УЭЦН и карту вывода

· Проверить наличие в эксплуатационном паспорте записи об опрессовке НКТ бригадой ПКРС.

Запрещается производить работы по запуску УЭЦН в случае:

· Неисправности СУ и ТМПН или его несоответствия ПЭД;

· Отсутствия кабельной эстокады от скважины до ШПВ;

· Отсутствия эксплуатационного паспорта;

· Снижения изоляции кабеля ниже 1 мОм. В этом случае возможен пробный запуск по согласованию с ООО “ЭПУ”;

· При заниженном (менее 360 В) или завышенном (более 410 В) напряжении питающей сети.

3.6 Технология вывода скважины на режим за несколько включений

Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, кабельной линии и обеспечении отключения УЭЦН при срыве подачи.В процессе пуска и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД, обеспечить постоянный замер дебита в АГЗУ, регистрацию объема отобранной из скважины продукции.

В случае срабатывания защиты от перегрузок после запуска УЭЦН разрешается произвести не более двух включений с интервалом времени 10-15 минут. При повторных срабатываниях защит дальнейшие работы следует производить согласно с пунктами технологического регламента.

Проверить визуально наличие подачи на устье скважины (путем открытия пробоотборного вентиля), а также прохождение скважинной жидкости до АГЗУ.

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость снижения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет).

В случае если подача не появилась, динамический уровень снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют, то дальнейшие работы по этой скважине производить только под руководством технолога ЦДНГ.

После остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД допускается запуск с любого статического уровня при условии, что сток жидкости из НКТ (при негерметичном обратном клапане) прекратился.

В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров:

• изменение уровня жидкости в скважине;

• дебит;

• буферное, линейное и затрубное давление;

• рабочий ток;

• первичное напряжение (напряжение с КТПН);

• сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД»;

• приток жидкости из пласта;

• загрузку (при наличии такого параметра в станции управления).

Все параметры необходимо заносить в «Карту вывода УЭЦН на режим». После каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта до установления безопасного (минимально достаточного для охлаждения ПЭД) притока. Вывод скважин на режим без контроля, а также отсутствие или не заполнение карты вывода на режим, является нарушением технологии вывода на режим.

После откачки и визуального определения отсутствия в продукции скважины жидкости глушения производится ежесменный отбор пробы на КВЧ. Отбор проб на КВЧ при выводе на режим должен производится по скважинам:

• после ГРП (с давностью гидроразрыва менее 1 года);

• с выносом механических примесей или солеотложений (по результатам исследования проб при эксплуатации скважины или по результатам разборов на «Дне Качества»);

• на УЭЦН с подконтрольной эксплуатацией и экспериментальных установках;

• после капитального ремонта (перестрел, переход на другой пласт и т.д.);

• выводимых из бездействия;

• вводимых новых скважинах (ВНС);

• после проведения работ связанных с обработкой призабойной зоны.

При отсутствии достаточного притока из пласта для данного типоразмера ПЭД в скважине необходимо производить остановку УЭЦН на охлаждение, на время не менее чем на 1 час 30 минут.

Периодичность контроля для скважин, пласт которых еще не заработал, в зависимости от типоразмера двигателя производиться не менее двух раз за время «откачки», (непосредственно после запуска и перед остановкой УЭЦН, с обязательным замером всех контрольных параметров и определением притока). После остановки УЭЦН контроль над восстановлением динамического уровня достаточно произвести один раз, непосредственно перед запуском УЭЦН.

Время контроля за работой скважины с УЭЦН или процессом восстановления динамического уровня по продолжительности, должно составлять не менее 30 минут (снятие замера дебита и изменения уровня в затрубном пространстве).

При появлении притока, достаточного для охлаждения ПЭД, необходимо перевести работу УЭЦН из периодического (циклического) режима в режим постоянной откачки жидкости, с контролем снижения динамического уровня.

Запрещается ограничивать подачу насоса при первых циклах отбора жидкости глушения, т.к. при этом насос длительное время отбирает жидкость из затрубья, что приводит к перегреву ПЭД вследствие недостаточного охлаждения. Допускается «автовывод» УЭЦН с применением оборудования принятого для использования в Компании, имеющего соответствующее программное обеспечение, и подключение к системе телемеханики. В карте вывода записываются параметры скважины до установки «автовывода», параметры заданной программы «автовывода», расчёт ожидаемых и фактических параметров скважины по прибытию оператора ЦДНГ.

Все подрядные организации, осуществляющие монтаж и обвязку НЭО УЭЦН обязаны обеспечить подключение всех модификаций применяемых частотно- регулируемым приводом (ЧРП) к системе телемеханики (при ее наличии) в диспетчерской ЦДНГ - для осуществления оперативного контроля состояния скважины.

Скважина сч...