Вать-Еганское месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Вать-Еганское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторожение относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 150 км к северо-востоку от г. Сургута. Ближайшим населенным пунктом является г.Когалым, расположенный в 30 км на запад от месторождения.

Участок деятельности СП «Ватойл» охватывает юго- восточную часть Вать-Еганского месторождения, в пределах участка ЦДНГ-4 (рис.1).

В орогидрографическом отношении поверхность территории месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +66 м до +80 м, увеличиваясь к северу.

Гидрографическая сеть представлена реками Вать-Еган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Котуха, а также множеством мелких речек и ручьев. Реки спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2м/сек на перетоках. Характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководны, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5м.

Климат района резко континентальный. Средняя температура в январе составляет -23 град.С, минимальная -55град.С. Высота снежного покрова в среднем 1,0м, в пониженных участках до 1,5м. Глубина промерзания грунтов 1,0-1,5м. Средняя температура в июле +16град.С, максимальная +34 град.С. Среднегодовое количество осадков 500-550мм, из которых максимальное количество (400мм) выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Количество дней с осадками- 190 в году.

Уровень грунтовых вод колеблется от 0,6 м (на болотах) до 10-15 м (на водоразделах).

Почвообразующими породами являются болотные и неоднородные, преимущественно песчано-супесчаные, осадки.

Район находится в зоне разобщенного залегания реликтовой мерзлоты. Реликтовая мерзлота залегает на глубине от 110 м до 290 м в виде сегментов, разобщенных сквозными тальниками в долинах больших рек и под крупными озерами.

В экономическом отношении район, с начала разработки месторождения, стал быстро развиваться. Площадь пересекает бетонная дорога, соединяющая г.Когалым с Повховским месторождением, расположенным в 30 км от Вать-Еганского месторождения. Бетонные дороги соединяют все действующие нефтепромыслы. К кустам и скважинам проложены дороги-лежневки.

Транспортировка крупногабаритных грузов от г.Тюмени осуществляется по железной дороге Тюмень-Сургут-Когалым.

Для доставки срочных грузов используется авиатранспорт. [1]

1.2 История освоения Вать-Еганского месторождения

нефть пластовый литологический

Открытию многочисленных в Западной Сибири месторождений предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории. До 1947 года они носили чисто описательный характер.

Поисково-разведочное бурение на Вать-Еганской площади было начато в 1970 году и 1971 году, в процессе испытания, открыто Вать-Еганское месторождение.

Первооткрывательницей Вать-Еганского месторождения считается скважина № 5, пробуренная в 1971г., третьей по счету, в присводовой части структуры. Кровля пластов АВ1-2 вскрыта на отметке -1844.5м. По данным ГИС породы нефтенасыщены до глубины 1964.4м (абс.отм. -1885м). Опробован интервал 1923-1947м, из которого был получен фонтан нефти дебитом 17м3/сут. на 4мм штуцере.

На 01.01.72г. на площади было пробурено пять поисково-разведочных скважин, общим метражом 13449м при средней глубине 2850м. С бурением скважин №№ 6, 2, 5, 4, 3 закончился первый период геологоразведочных работ на Вать-Еганской площади (1972г.). В результате была выявлена залежь нефти в пластах АВ1-2, При опробовании скв. №4 установлена нефтеносность отложений ачимовской толщи и пласта БВ6.

Второй период геологоразведочных работ (с 1976 по 1980г.г.) характеризовался медленными темпами (пробурено пятнадцать скважин, общим метражом 44883 м, средней глубиной 2980м).

Получены следующие результаты:

Открыты две залежи нефти в пласте ЮВ1: на севере в районе скважины №7 и юго-восточной части (скв. №№ 8, 9, 15, 18). В присводной скважине № 14 из пласта ЮВ1 получена вода, что говорит о сложности этого объекта.

Ачимовская толща в песчаной фации вскрыта скважинами №№ 14, 11, 18. В первой из них получен небольшой приток нефти дебитом 0,9 м3/ceк, что подтвердило предположение о наличии литологических залежей нефти в ачимовской толще.

Скважиной №17 открыта залежь нефти в пласте БВ10, при испытании этого пласта получен приток нефти дебитом 19,8 м3/сут.

Скважиной №14 открыта залежь в пласте БВ126, скважиной №15 - залежь в пласте БВ1. В обоих получены непереливающие притоки нефти.

Все скважины (кроме скв.№19) вскрыли залежь пластов АВ1-2 - основную на месторождениипо размерам. В большинстве скважин получены фонтанирующие притоки нефти.

Полученные результаты показали, что месторождение является одним из крупнейших по запасам на севере Нижневартовского района. В связи с этим, с 1981года, на месторождении резко возросла интенсивность геологоразведочных работ.

В конце 1981 году отделом АСУ ЗапСибНИГНИ был составлен «Проект промышленной разведки Вать-Еганского месторождения», в котором предусматривалось заложить две поисковые и девять разведочных скважин общим метражом 22600 м. Поисковые скважины предполагалось бурить до глубины 3000 м, со вскрытием верхнеюрских отложений; скважины, запроектированные для изучения залежи пластов АВ1-2 - до глубины 2100 м. Задачи доразведки включали: уточнение ВНК по всем открытым залежам, детальное изучение литологических и коллекторских свойств пород продуктивных горизонтов, гидродинамики пластов, физико-химических свойств нефтей.

Итоги III поисково-разведочного этапа (1981-1983г.г.) сводятся к следующему:

Пробурено двадцать шесть скважин общим метражом 73 302м, средней глубиной 2 840 м.

Скважинами №25 и № 13 выявлены новые залежи нефти в пластах БВ7 и АВ8, которые контролируются небольшими поднятиями в районе этих скважин.

Более детально изучено строение горизонта ЮВ11, залежи нефти в котором приурочены к верхнему зональному интервалу ЮВ11а. Две основные залежи литологически экранированы. Границы глинизации определены условно.

Уточнено строение основного продуктивного горизонта АВ1-2.

В период с 1985 по 1992 г.г., параллельно с эксплуатацией месторождения, шла доразведка. Разведочные скважины заложены, большей частью, в центральной и западной частях структуры.

Значительно уточнено строение ранее выявленных залежей. На основании результатов бурения первой скважины, в первоначально предусмотренную конструкцию были внесены изменения, и последующие скважины имели следующую конструкцию:

324 мм направление спускалось на глубину 21 - 60 м (в большенстве скважин - на 30 м) и цементировалось до устья;

кондуктор (219 мм) спускался на 400 - 495 м и цементировался до устья;

эксплуатационная колонна (146 мм) спускалась на глубину 2002 - 3022 м и цементировалась на 455 - 1923 м от башмака.

Продуктивные отложения вскрывались на растворе с удельным весом 1,10- 1,22г/см3, вязкостью 25-30 сек, водоотдачей 6-8 см за мин. Обвязка кондуктора и эксплуатационной колонны осуществлялась колонными головками типа ООК-1-280х210-219х146, устье скважины оборудовалось фонтанной арматурой АФК-3-65х210.

Таким образом, в результате поисково- разведочных работ на Вать- Еганской структуре:

выявлены промышленные залежи нефти в отложениях семнадцати пластов.

установлены основные закономерности распространения пластов- коллекторов как на площади, так по разрезу;

определены режимы работы залежей углеводородов, характеристики емкостно-фильтрационных свойств коллекторов и пластовых флюидов.

С 1985 году эксплуатация месторождения осуществлялась силами НГДУ « Вать-Еганнефть », в 1995 году на базе ЦДНГ-4 Вать-Еганского месторождения образовалось совместное российско-кипрское предприятие «Ватойл», которое продолжило дальнейшую эксплуатацию.

С 1985 года разбуривание площади ведет Повховское, а с 1986 года Повховское и Мирненское управления буровых работ. [1]

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез участка Вать-Еганского месторождения представлен мощной толщей осадочных мезокайнозойских пород, толщиной более 3 300 м, подстилаемых эффузивно- осадочными, осадочными пермо-триасовыми, палеозойскими метаморфическими и изверженными породами.

Доюрские образования

Доюрские образования представлены эффузивными, изверженными или сильнодислоцированными осадочными и метаморфическими породами. На Ватьёганском месторождении вскрыты скв.№182 на глубине 3434м (эффузивы кислого состава, лавобрекчии).

Юрская система

В составе юрских отложений представлены осадки всех трёх отделов: нижнего, среднего и верхнего. Континентальные осадки нижнего, среднего и части верхнего отделов объединяются в Тюменскую свиту. В составе прибрежно-морских и морских отложений верхнего отдела выделяются Васюганская, Георгиевская и Баженовская свиты.

Отложения Тюменской свиты представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. Возраст пород- геттанский- нижнекелловский. Вскрытая толщина скв.№ 6 составляет около 217м.

Васюганская свита представляет собой толщу двухчленного строения. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами темно-серыми, тонкослоистыми, известковистыми до переходящих в известняк. Верхняя подсвита сложена песчаниками и алевролитами темно- серыми, мелкозернистыми, слюдистыми с подчиненными прослоями аргиллитов. В кровле свиты выделяются аркозовые песчаники, мелкозернистые, часто глинистые, иногда известковистые, индексируются как пласт ЮВ1. Песчаники пласта ЮВ1 регионально нефтеносны. Толщина Васюганской свиты 53-75м.

Георгиевская свита представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, иногда известковистыми, переходящими в глинистый известняк. Толщина свиты от 2 до 10м.

Баженовская свита литологически представлена черно-бурыми битуминозными аргиллитами, содержащими тонкие прослои известняков и сидеритов. К кровле этих отложений приурочен отражающий горизонт «Б», имеющий региональное распространение. Толщина свиты изменяется от 18 до 38м.

Общая толщина отложений юрской системы около 500-550м.

Меловая система.

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижний отдел включает в себя осадки Мегионской, Вартовской, Алымской и нижней части Покурской свиты. Верхний представлен в объёме верхов Покурской, Кузнецовской, Березовской, Ганькинской свит. Основные продуктивные пласты сосредоточены в отложениях Мегионской и Вартовской свит.

Мегионская свита представляет собой толщу преимущественно глинистых пород.

Песчаные пласты встречаются в нижней части свиты (ачимовская пачка) и в кровле свиты (БВ8-10). Аргиллиты от светло-серых до черных, слюдистые, часто песчано-алевритистые. Песчаники ачимовской толщи серые, мелкозернистые, слюдистые, глинистые. В верхней части мегионской свиты песчаники серые, мелкозернистые, аркозовые, массивные с глинистым цементом. Завершается разрез Мегионской свиты пачкой аргиллитов темно-серых плотных, слабо алевритистых, выделяемой по стратиграфической схеме как Чеускинская. Толщина свиты изменяется от 200 до 330м.

Вартовская свита представлена чередованием песчаников и аргиллитов. Аргиллиты серые до черных, слюдистые, от рыхлых до очень крепких, с горизонтальной волнистой и косой слоистостью. Алевролиты серые, слюдистые, тонкозернистые с глинистым и глинисто- карбонатным цементом. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, слюдистые, крепкосцементированные. Толщина свиты изменяется от 610 до 700м. К песчано-алевритовым породам Вартовской свиты приурочены основные продуктивные пласты от АВ1-2 до БВ7,

Вартовская свита в свою очередь перекрыта песчано-глинистыми осадками Алымской свиты толщиной от 60 до 100м. В подошве свиты залегает пласт песчаников темно-серых, глинистых, полимиктовых, слюдистых. Перекрывает его пачка глин (Кошайская пачка), являющаяся региональным репером.

Средняя часть разреза представлена преимущественно плохосцементированными песчано-глинистыми породами Покурской свиты толщиной порядка 730-780м. Нижняя, более глинистая ее часть, завершает разрез отложений нижнего Мела.

Верхняя часть разреза Меловых отложений представлена опоковидными глинами Кузнецовской, Березовской и Ганькинской свит, общей толщиной до 370м.

Палеогеновая система

В составе палеогеновой системы в рассматриваемом районе выделяются морские осадки Талицкой, Люлинворской и Тавдинской свит и континентальные отложения Атлымской, Новомихайловской и Туртасской свит.

Талицкая свита представлена глинами монтмориллонитовыми, темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными, иногда с прослоями кварц-глауконитового песчаника. Толщина свиты изменяется от 80 до 120м.

Люлинворская свита представляет собой толщу светло-серых, зеленоватых, прослоями почти белых глин нижнего- среднего Эоцена, толщиной 100-230м.

Тавдинская свита представлена песками зеленовато- серыми, изредка гравеллитовыми, с прослоями глин и бурых углей в нижней части, и глинами зелёными, тонкослоистыми, прослоями алевритистыми или с включением линз алевролитов, пирита, сидерита и марказита - в верхней части. Толщина свиты до 225м.

Атлымская свита сложена песками кварцевыми равнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчанистых глин. Толщина свиты- до 50м.

Новомихайловская свита включает в себя глины серые, коричневато- серые, зеленовато- серые, часто комковатые, с включением слабоуплотнённых алевролитов и бурых углей. Толщина свиты - 30-120м.

Туртасская свита представлена песками и алевритами кварцевыми с включением зерен глауконита. Толщина свиты - 15-30м.

2.2 Тектоника

Для геологического строения Западно-Сибирской плиты характерно наличие трёх структурно-тектонических этажей. Нижний этаж, или фундамент, представлен эффузивными, изверженными и сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Средний этаж объединяет породы, сформировавшиеся в пермско-триасовое время в условиях парагеосинклинали. Породы, относящиеся к верхнему этажу, образовались в мезо-кайнозойское время в условиях устойчивого прогибания фундамента.

Они характеризуются слабой дислоцированностью, практически полным отсутствием метаморфизма и представляют собой осадочный чехол Западно-Сибирской платформы. [1]

2.3 Свойства и состав нефти, газа и воды участка ватьеганского месторождения

Параметры жидкостей и растворенных газов Вать-Еганского месторождения исследовались в Центральной лаборатории концерна "Тюменьгеология" и в институте СибНИИНП.

Физико-химические свойства пластовой нефти и газа изучались по результатам анализов поверхностных и глубинных проб нефти.

Изучались такие параметры глубинных проб нефтей, как давление насыщения, козффициент сжимаемости, газосодержание, объемные коэффициент, вязкость и плотность нефти при однократном и ступенчатом разгазировании.

В таблице 2.1 приведены результаты исследования глубинных проб нефти по основным объектам при ступенчатом разгазировании.

По результатам анализов поверхностных и глубинных проб нефти и газа выявить изменения в их физико-химических характеристиках в пределах площади нефтеносности отдельных залежей не представляется возможным.

Нефти горизонта АВ1-2 относятся к легким, средневязким, парафиновым, сернистым, смолистым. Нефти горизонта АВ8 легкие, маловязкие, с меньшим содержанием смол и парафинов. Нефти горизонта БВ1 по своим характеристикам близки нефтям АВ1-2, но более вязкие и сернистые. Наименее вязкие и сернистые по сравнению с остальными нефти горизонта ЮВ1. В таблице 2.2 приведены физико-химические свойства и состав разгазированной нефти Вать-Еганского месторождения.

Растворенный газ по результатам исследования проб пластовых нефтей методом однократного разгазирования имеет состав, близкий к результатам, полученным при ступенчатой сепарации. В целом растворенный газ является жирным, обогащенным тяжелыми углеводородами. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведен в таблице 2.3.

Свойства и состав пластовых вод отложений Вать-Еганского месторождения изучены достаточно полно, но анализами освещены в основном подошвенные и краевые воды, связанные непосредственно с продуктивными пластами АВ1-2, БВ1, и ЮВ1, в меньшей степени изучены пластовые воды ачимовской толщи и низов вартовской свиты.

Химический состав вод пластов группы АВ изучался по данным наиболее представительных проб. Минерализация соответствует 20.5-23.4 г/л, плотность 1.014-1.017 г/см3. Воды пластов группы БВ имеют более низкую минерализацию (16.5-16.9 г/л) и плотность (1.011-1.010 г/см3).

Химический состав воды юрского комплекса изучался по данным 5 скважин. Минерализация по исследованным пробам достигает 35.1 г/л, а плотность увеличивается до 1.018 г/см3. В таблице 2.4 приведены свойства и ионный состав пластовых вод Вать-Еганского месторождения.

В целом для вод нижнего гидрогеологического этажа характерна относительно высокая минерализация и повышенное содержание микрокомпонентов.

Воды рассмотренных комплексов относятся к водам хлоридно-кальциевого типа.[1]

2.4 Параметры продуктивных пластов участка Вать-Еганского месторождения, разрабатываемого СП «Ватойл»

2.4.1 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов

Участок деятельности СП «Ватойл» охватывает юго-восточную часть Вать-Еганского месторождения, в пределах участка ЦДНГ-4. Залежи нефти в пределах месторождения выявлены в четырех группах резервуаров: пластах АВ1-8, БВ1-10, ачимовской толще и горизонте ЮВ1. Каждая из этих групп делится на ряд пластов.

Залежь группы пластов АВ1-2.

Составляет главный по запасам нефти, подсчетный объект месторождения (70% от извлекаемых запасов). Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 40 х 30 км, при высоте около 60 м. Залежь изучена достаточно полно и равномерно, как по площади, так и по разрезу.

Залежь характеризуется достаточно высокой продуктивностью. Дебиты нефти по результатам испытаний 28 разведочных скважин изменяются от 1,9м3/сут до 129 м3/сут. ВНК установлен наклонным с севера на юг (а.о.- 1876-1899 м).

По строению коллектора в ловушке залежь относится к пластовым-сводовым. По значениям рабочих дебитов- к среднедебитным. По запасам- к крупным. Залежь пласта АВ3.

Приурочена к сводовой части Вать-Ёганской структуры, находится непосредственно под купольной частью залежи пластов АВ1-2 и отделяется от неё невыдержанным глинистым разделом небольшой толщины. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 13х5 км, высота около 20 м. По строению коллектора в ловушке залежь относится к антиклинальным, водоплавающим, литологически ограниченным (замещение коллектора непроницаемыми породами в крыльевых и переклинальных частях структуры). По значениям рабочих дебитов - залежь среднемалодебитная. По запасам - средняя.

Пласт АВ81.

В пласте АВ81 установлено три залежи нефти: I - в районе скважины 4700, размером 2,3х2 км, высотой 13 м, характеризуется начальными дебитами от 12,6 до 120 м3/сут. ВНК понижается с севера на юг от абсолютной отметки - 2164 м до 2168 м. Запасы нефти числятся по категории В (877 тыс.т- извлекаемые). Залежь пластовая сводовая, среднедебитная.

Пластовая сводовая залежь в районе скважины 8177 наиболее крупная по размерам (6х4 км). Высота залежи 35 м. Плоскость ВНК установлена на отметках - 2170м на западе, 2174 м на востоке. Начальные суточные притоки нефти изменяются от 4,2 до 89 м3/сут.

Залежь в районе скважины 4450 водоплавающая. Нефтеносность пласта установлена ГИС. Размеры залежи 1,5 х 1 км, высота 13 м.

Пласт АВ82а. В пласте установлены три залежи нефти: северная, центральная и западная. Северная залежь приурочена к небольшой по размерам приподнятой зоне в районе скважи-ны 13. Нефтеносность доказана испытанием скважины 13 в интервале 2271-2278 м. При опробовании получен приток нефти с незначительным содержанием воды (дебит нефти 40,8 м3/сут., воды 1,9м3/сут. при депрессии 124,6 кГсм2). Залежь водоплавающая, размеры 3х5 км, высота 10,8 м, средневзвешанная по площади нефтенасыщенная толщина-3.1 м.

Центральная залежь наиболее крупная по размерам и запасам. Приурочена к сводовой части Вать-Ёганской структуры. Размеры залежив пределах нефтеносности 16х5 км. Высота залежи 26 м. На юге и юго-востоке залежи установлены зоны отсутствия коллекторов. Водононефтяной контакт в зоне развития коллекторов принят на абсолютной отметке-2203 м. Начальные дебиты изменяются от 3 до 70 м3/сут. Залежь нефти пластовая сводовая, литологически экранированная в юго-восточной части.

Западная залежь приурочена к сводовой части Западно-Вать-Ёганской структуры. Залежь пластовая, сводовая, высота - 29 м, размеры 5,5х3 км. Получен приток нефти 13,8 м3/сут. при снижении уровня до 840 м.

Пласт АВ82б. В пласте установлены две залежи нефти, приуроченные соответственно к сводовой части Вать-Еганской структуры (центральная) и сводовой части Западно-Вать-Еганской структуры (западная). Центральная залежь характеризуется небольшими толщинами и невыдержанностью коллектора по площади и разрезу. Размеры залежи 10х4 км, высота - 19 м. Начальные дебиты колеблются от 5,6 до 12,7 м3/сут. залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, малодебитная.

Западная залежь пластовая сводовая. Высота залежи- 28 м, размеры 6,5х3,5км.

Пласт БВ1. Залежи пласта- второй по значимости подсчетный объект месторождения (14% от всех извлекаемых запасов). В пласте установлено две залежи нефти: основная (восточная) и западная, разделенные небольшим прогибом субмеридионального простирания.

Основная залежь характеризуется невыдержанностью и локальным замещением коллекторов непроницаемыми, в основном, в периклинальных частях структуры. Размеры залежи 28х10 км, высота 45 м. Начальные дебиты нефти по результатам испытания разведочных скважин изменяются от 7,1 м3/сут. до 61,2 м3/сут. Залежь нефти пластовая - сводовая, участками литологически ограниченная, среднедебитная, крупная по запасам. Извлекаемые запасы нефти по сумме категорий В+С1 составил 48417 тыс.т.

Западная залежь характеризуется замещением коллекторов непроницаемыми и слабопроницаемыми породами, в основном, в купольной и восточной части залежи. Размеры залежи 14х7 км, высота -30 м. По данным 18 эксплуатационных скважин суточные притоки нефти изменяются от 2 до 10 м3/сут. при насосном способе эксплуатации. Залежь нефти антиклинально-литологическая (замещение плохопроницаемыми породами в своде), малодебитная, средняя по запасам. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 4336 тыс.т.

Пласт (зональный интервал) ЮВ11а. Пять залежей, выявленных в пределах месторождения, приурочены к структурно-литологическим ловушкам, разделенным зонами замещения и развития, так называемых, слабых коллекторов (алевролиты с низкими коллекторскими свойствами), при опробовании которых притоки воды с суточными дебитами 1-1,5 м3/сут.

Северная залежь экранируется непроницаемыми породами с юго-запада и юго-востока. Три разведочные скважины, пробуренные в пределах залежи, дали притоки безводной нефти дебитом от 13 м3/сут. при депрессии Р=140 кГс/см2 до 86,4 м3/сут. на 8 мм штуцере. Размеры залежи 20х4 км, высота - 26 м. Запасы нефти в зависимости от зоны изученности отнесены к категориям С1, С1+С2 забалансовым, составили соответственно 226 тыс.т (45 тыс.т - извлекаемые), 9083тыс.т (1817тыс.т), 5972 тыс.т (3057 тыс.т).

Центральная залежь представляет собой почти линзовидную зону коллекторов неправильной формы с предполагаемыми ВНК в юго-западной части на отметке- 2771 м, соответствующей подошве пласта в скважине 4322. В опробованных скважинах получены притоки нефти с водой от 1,5 до 2,4 м3/сут. Извлекаемые запасы нефти составили 454 тыс.т.

Южная залежь отнесена к пластовым сводовым. Площадь нефтеносности составила 18508 тыс.м2. Дебиты нефти изменяются в пределах от 11,2 до 61,8 м3/сут. Извлекаемые запасы нефти составилипо категории С1 940 тыс.т, по категории С2 - 263 тыс.т.

Восточная залежь экранируется малопроницаемыми породами вдоль западного склона восточной зоны поднятий. В пределах залежи площадь изучена неравномерно. Водо- нефтяной контакт условно принят на абсолютной отметке - 2797 м. Высота залежи около 70м. начальные дебиты изменяются от 0,7 до 55,8 м3/сут. Запасы нефти категории С1 выделяются в присводовой части (100тыс.т - извлекаемые). Запасы нефти на остальной площади залежи отнесены к забалансовым, как трудноизвлекаемые (11352 тыс.т - извлекаемые).

Западная залежь по принятой геологической модели относится к пластовым сводовым литологически экранированным малопроницаемыми породами с северо-востока. По площади изучена весьма неравномерно. Высота залежи около 40 м, средняя нефтенасыщенная толщина около 3 м. Начальные извлекаемые запасы по категории С1 составили 3188 тыс.т, по категории С2- 1379 тыс.т.

2.4.2 Характеристика толщин пластов и их неоднородности

Характеристика толщин продуктивных пластов и их неоднородности по скважинам, входящим в базу данных Вать-Еганского месторождения, представлены в таблицах 2.5 и 2.6.

Общие толщины горизонта ЮВ1 изменяются от 30 до 40 м.В разрезе выделяются две песчано-алевритовые пачки (ЮВ11 и ЮВ12) гидродинамически связанные между собой в зонах развития максимальных эффективных толщин. Нефтенасыщенность приурочена к верхнему зональному интервалу (ЮВ11а), представляющему собой песчаное тело эффективной толщиной от 0,6 до 8,0 (среднее 3,0), с редкими глинистыми и уплотненными карбонатными прослоями. В целом пласт характеризуется довольно высоким значением коэффициента песчанистости (0,84) при коэффициенте расчлененности равном 1,5. Региональной покрышкой служат аргиллиты баженовской толщи.

Пласт БВ1 выделяется в кровле мощного осадочного цикла (БВ1-2), характеризующегося резкой эрозионной подошвой и уменьшением амплитуды естественного потенциала к кровле песчано-элевритовой пачки. Глинистая перемычка между коллекторами пластов БВ1 и БВ2 не всегда отчетливо выражена. Максимальные эффективные толщины приурочены к юго-восточной и сводовой части центральной структурыи юго-западному склону. Эффективные нефтенасыщенные толщины приуроченные в пределах залежи изменяются от 1 до 13 м, в среднем составляя 4,0 м. Пласт характеризуется значительной неоднородностью как по площади, так и по разрезу. Коэффициент песчанистости невысок (0,51). Количество пропластков варьирует от 1 до 10.

Пласт АВ81 в пределах залежей характеризуется достаточно выдержанными эффективными толщинами (средняя-11,4 м) при общей средней суммарной толщине 17 м. Количество эффективных пропластков изменяется от 1 до 6, песчанистость-0,77. Средняя нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1 до 13,8 м, в среднем составляя 5,6 м.

Пласт АВ3 характеризуется резкими перепадами значений эффективных толщин по скважинам. В юго-восточном направлении вдоль оси структуры участками отмечаетсяглинизация коллекторов вплоть до полного их замещения. Общая толщина пласта в среднем составила 26,6 м, эффективная колеблется от 1,3 до 35,5 м, в среднем составляя 16,9 м. Средняя величина коэффициента расчлененности пласта 3,2, песчанистость - 0,68. Значения нефтенасыщенных толщин по данным материалов ГИС в скважинах варьирует в широких пределах от 0,2 до 19 м, в среднем составляя 3,7 м.

Пласт АВ1-2 отделяется от нижезалегающего пласта локальной глинистой перемычкой толщиной от 1 до 10 м. Общая толщина пласта изменяется от 16 до 32,4 м. Коэффициент расчлененности, по сравнению с остальными объектами, довольно высок и составляет в среднем 4,8. Количество проницаемых пропластков варьирует в широких пределах (от 1 до 15). Средняя песчанистостьразреза низка Кпесч.=0,47. Максимальные эффективные толщины развиты по площади рукавообразно, концентрируясь как в присводных, так и склоновых частях локальных поднятий, осложняющих Вать-Еганскую структуру. Отмечаются резкие колебания толщин на небольшом расстоянии. Средняя эффективная толщина пласта составила 9,8 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по скважинам - 7,2 м средневзвешанная по площади - 8,5 м. Схема сопоставления разрезов скважин представлена на рисунке 2.[2]

2.4.3 Емкостно-фильтрационные характеристики пластов

Емкостно-фильтрационные характеристики продуктивных пластов Вать-Еганского месторождения (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность) определялись по результатам анализов керна, геофизики и гидродинамических исследований (табл.2.7).

Пласты АВ1-2 наиболее охарактеризованы керном. Средневзвешенная пористость 23,5 %, проницаемость - 0,25 мкм2. Наилучшие коллекторы имеют пористость до 29,1 %, проницаемость - 1,98 мкм2. Коллекторы пластов АВ1-2 относятся к III - IV классам по проницаемости. По площади отличается изменчивость коллекторских свойств, что отражается в расчете средневзвешанных параметров в разных зонах залежи. Поэтому в среднем по пласту значения параметров по ГИС ниже керновых данных.

Пласт АВ3. Диапазон изменения пористости по пласту 17,4-27,9 %, проницаемости- от 0,01 до 2,0 мкм2.

Пласты группы АВ8 характеризуются сходными коллекторскими свойствами, несколько ухудшающимися по разрезу в пределах центральной залежи.

Керном коллекторы более охарактеризованы в пласте АВ81. Средняя пористость по керну составила около 22 %. По проницаемости наблюдается тенденция к уменьшению от верхнего к нижнему из продуктивных пластов группы АВ8.

Пласт БВ1. Пористость коллекторов изменяется от 19 до 23 %, проницаемость - от 0,016 до 0,5 мкм2, остаточная водонасыщенность в среднем составила 37,8 %. В среднем по пласту пористость и проницаемость определенные геофизическими методами составили соответственно 22 % и 0,18 мкм2.

По пласту (зональному интервалу) ЮВ11а сравнительно неплохо охарактеризованы керном южная и восточная залежи.

2.5 Краткие сведения о состоянии разработки Вать-Еганского месторождения

В пределах участка СП «Ватойл» проектный фонд составляет 1577 скважин, в том числе добывающих 1210 скважин, нагнетательных 367 скважин. Исходя из оперативно-подсчитанных запасов нефти по участку при утвержденном коэффициенте нефтеизвлечения, извлекаемые запасы нефти на одну скважину должны составить 55 тыс.т. По участку отсутствуют отдельно проектные показатели разработки и подсчета запасов нефти.

По объекту АВ1-2 в пределах участка размещено 709 проектных скважин основного фонда, в том числе 493 добывающих и 216 нагнетательных. Удельные извлекаемые запасы на 1 скважину составляет 68,4 тыс.т. Система разработки трехрядная. В результате эксплуатационного и разведочного бурения было уточнено геологическое строение залежи в пределах участка и отменена бурением 21 скважина (зоны замещения коллектора и зоны с минимальной рентабельной толщиной пласта в ВНЗ). Структура фонда скважин Вать-Еганского месторождения приведена в таблице 2.8.

На 01.01.98 года пробурено всего на объекте в пределах участка -370 скважин, что составляет 52,3 % от проектного фонда скважин участка. Фонд добывающих скважин - 302 скважин, в том числе действующих 251 скважин, в бездействии 48 скважин, в освоении 3 скважины.

За 1997 год добыча нефти составила 2100,5 тыс.т, добыча жидкости 5068,1 тыс.т. Обводненность продукции составила 61,7% на конец года. Накопленная добыча нефти составила 13587,6 тыс.т или 19,9 % от утвержденных НИЗ участка. В 1997 году было введено в эксплуатацию 16 скважин. Средний дебит нефти новой скважины составил 53,56 т/сут., жидкости - 59,5 т/сут.

40,4 % фонда скважин работала ЭЦН, 44,8 % - ШГН. Средний дебит одной скважины по жидкости составил 58 т/сут, по нефти 23,2 т/сут. Распределение динамических уровней по способам эксплуатации показало, что с динамическими уровнями до 400 м работает 58 % ЭЦН, с уровнями до 600 м -28 % скважин, оборудованных ШГН. Таким образом, имеется значительный нереализованный потенциал работы подземного оборудования, который требует оптимизации. В целом по пласту АВ1-2 в пределах участка требует оптимизации с элементами воздействия на призабойную зону пластов и усилением системы воздействия всего 110 скважин.

В период 1995- 97 гг., со дня образования СП «Ватойл», канадскими подъемниками произведены 542 ремонта скважин, в результате чего дебиты скважины увеличены в 1,4 раза, что подтверждает возможность реализации потенциала скважин при применении прогрессивных технологий и оборудования.

Представляют интерес результаты реперфорации скважин участка, произведенные с использованием техники и технологии компании «Петро-Альянс». В результате этого мероприятия средний дебит скважин по жидкости был увеличен на 27 %, что так же свидетельствует о значительной эффективности примененных технологий и потенциала увеличения дебитов скважин и добычи в целом по участку пласта АВ1-2 за счет уменьшения степени засоренности призабойной зоны старых скважин в процессе первичного и вторичного вскрытия пласта вследствии применения несовершенных отечественных технологий и техники.

В 1997 году переведено под закачку 7 скважин. Фонд нагнетательных скважин составил 51, в том числе действующих 50 скважин. Нагнетательных в отработке на нефть 47 скважин. На одну нагнетательную скважину приходится 5,9 добывающих скважин (по проекту - 2,3 скважины). Закачка воды в пласт составила 5528,4 тыс.м3, с начала разработки 24287,1 тыс.м3. Текущая компенсация отборов закачкой в пластовых условиях составила 121,4%, накопленная компенсация - 80,7 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 260,5 м3/сут. Карта текущего состояния разработки пласта АВ1-2 приведена в приложении 1.

В результате низкой степени освоенности системы воздействия из-за дефицита финансовых и материально-технических ресурсов нагнетание воды по площади залежи происходит неравномерно, вследствии чего и выработка запасов нефти происходит так же неравномерно. Запасы нефти на линии второго ряда стягиваются несимметрично, что приводит к потере запасов нефти в пласте, если не принять меры по регулированию разработки. Кроме того, рядная система плохо адаптирована к геологическому строению участка, что требует развития системы воздействия с учетом особенностей геологического строения.

Объект АВ8. По объекту АВ8 в пределах участка размещены 22 проектных скважины, в том числе 14 добывающих и 8 нагнетательных. Удельные извлекаемые запасы на одну скважину составляют 163,8 тыс.т.

Фактически на 01.01.98 г. было пробурено на объект 19 скважин или 84 % от проектного фонда скважин объекта в пределах участка. Кроме того, для эксплуатации объекта используются еще 6 скважин с других проектных объектов. Фонд добывающих скважин по объекту составил 25 скважин при проектном 14 скважин, из них действующих 23 скважин. В бездействии находилось 2 скважины (8,7% от эксплуатационного фонда). За 1997 год добыто нефти 226,1 тыс.т, жидкости - 343,8 тыс.т. Обводненность продукции - 60,3 %. Накопленная добыча нефти составляет 1144 тыс.т или 28,4 % от утвержденных НИЗ (начальных извлекаемых запасов) участка. Средний дебит по жидкости одной скважины составил 43,3 т/сут, по нефти - 14,9 т/сут. 80% фонда скважин оборудованных ЭЦН работали с динамическими уровнями до 600 м, при те же условиях работало 33% фонда скважин, оборудованных ШГН.

Заводнение участка залежи не ведется.

По проекту БВ1 в пределах участка размещено 384 проектные скважины основного фонда, в том числе 288 добывающих и 96 нагнетательных. Удельные извлекаемые запасы на одну скважину составляют 51,2 тыс.т. В результате эксплуатационного и разведочного бурения скважин были выявлены зоны замещения коллектора глинами и было отменено бурением 38 скважин основного фонда.

Фактически на 01.01.98 г. было пробурено на объект 177 скважины или 46,1 % от проектного фонда скважин объекта в пределах участка. Фонд добывающих скважин по объекту составил 155 скважин при проектном 288 скважин (53,8 % от проекта), из них действующих - 124 скважин. В бездействии находилось 28 скважины (26% от эксплуатационного фонда), в освоении 3 скважин.

За 1997 год добыча нефти составила 214,3 тыс.т, добыча жидкости - 262,8 тыс.т. Обводненность продукции составила 18,9 %. Накопленная добыча нефти составила на 01.01.98г. - 1554,7 тыс.т или 7 % от утвержденных НИЗ участка. В 1997 году введено в эксплуатацию 1 скважина. Средний дебит нефти новой скважины составил 38,1 т/сут, жидкости - 41,5 т/сут. Средний дебит по жидкости одной скважины, в целом по участку, составил 5,9 т/сут, по нефти 6,3 т/сут. Потенциальный проектный дебит оценивался в 46 т/сут. Однако эта величина в пределах участка выглядит достаточно оптимистично и не подтверждается имеющимися данными по проницаемости пласта в пределах участка по результатам исследования скважин и керна. Результаты анализов показывают, что параметры призабойной зоны в результате применения базовых технологий бурения и заканчивания скважин ухудшены по меньшей мере в 1,5-2,6 раза. Из анализов видно, что все скважины, оборудованные ШГН, работают с динамическими уровнями более 800 м, а по скважинам, оборудованным ЭЦН, с динамическими уровнями до 600 м работало всего 18% фонда. Это свидетельствует о низком коэффициенте продуктивности скважин и низком пластовом давлении в зоне отбора.

Вместе с тем, имеется потенциал для увеличения добывных возможностей, который заключается в воздействии на ПЗП, освоении проектной системы нагнетания и оптимизации работы подземного оборудования. В период 1995-1997 гг. были проведены по объекту ремонты по оптимизации 32 скважины с использованием импортного оборудования и технологий, в результате которого дебиты жидкости скважин в среднем увеличились в 1,5 раза. Кроме того, выявлены 84 добывающие скважины, требующие оптимизации работы подземного оборудования с одновременной стимуляцией пласта и освоением проектной системы воздействия.

В 1997 году переведены под закачку 7 скважин. Фонд нагнетательных скважин составил 22, в том числе действующих 18 скважин. В отработке на нефть находятся 13 скважин. Степень освоенности проектной системы воздействия крайне низкая. На одну нагнетательную скважину приходится 7,0 добывающих скважин. Закачка воды в пласты за 1994 год составила 739,9 тыс.м3, с начала разработки 4106,7 тыс.м3. Текущая компенсация отборов закачкой в пластовых условиях составила 170,1 %, накопленная компенсация 191,8 %.

По объекту БВ7, являющемся объектом второго этапа бурения после осуществления доразведки месторождения и проведения опытно-промышлен-ных работ, проектный фонд составил 60 скважин, размещенных по 9-ти точечной системе воздействия. В результате эксплуатационного и разведочного бурения значительно претерпели изменения представления о залежах и значительно изменились контуры нефтеносности. После проведения опытно- промышленных работ на скважинах объекта отказались от дальнейшего разбуривания залежи ввиду низких нерентабельных дебитов скважин (всего было пробурено 5 скважин).

По объекту ЮВ1а1 в пределах участка размещено 364 проектных скважин, в том числе 317 добывающих и 47 нагнетательных. Эти скважины по техсхеме относились к скважинам второго этапа бурения, который предлагалось осуществить после проведения доразведки и опытно-промышленных работ. В результате проведения этих работ существенно изменилмсь представления о геологическом строении залежи. Если ранее залежь пласта ЮВ1 представлялась в пределах участка как единая структура второго порядка, то по результатам бурения скважин залежь представляется в настоящее время разбитой на отдельные локальные куполовидные поднятия. В результате опытно-промышленных работ были установлены малые нерентабельные притоки нефти из скважин и запасы нефти по ЮВ1 были практически полностью выведены за баланс. По объекту было пробурено 28 скважин, из которых только одна работает на ЮВ1, большая часть остальных скважин была переведена на вышележащие объекты. В результате было прекращено бурение проектных скважин на ЮВ1 ввиду их нерентабельности при применении отечественных технологий.

Фактически на 01.01.98 год была пробурена на объект 31 скважина или 8,5% от проектного фонда скважин объекта в пределах участка. Фонд добывающих скважин по объекту составил 1 скважину при проектном 364 скважин (0,3% от проекта), действующих -1 скважина. За 1997 год добыча нефти составила 2,920 тыс.т, добыча жидкости - 3,503 тыс.т. Обводненность продукции - 9,8 %. Накопленная добыча нефти составила на 01.01.98 год 29,4 тыс.т, или 36,1 % от утвержденных НИЗ участка. Фактические показатели добычи нефти СП «Ватойл» сведены в таблицу 2.9. На рисунках 2.1- 2.10 показаны фактические показатели разработки.

В целом, технологии и технические средства по варианту СП на участке ЦДНГ-4 способствуют увеличению темпа разработки и повышению нефтеотдачи пластов. [2]

3. Специальная часть

Основной задачей любой нефтяной компании является максимальная добыча нефти с минимальными затратами. Поэтому все, что уводит нас от достижения этой цели, должно быть отменено или ликвидировано.

Главным путем снижения затрат является устранение хотя бы основных причин отказов,вызывающих преждевременные или повторные ремонты глубинонасосного оборудования. Не исключением является и ООО СП “ВАТОЙЛ”, по которому мы проведем анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН.

Основным показателем, характеризующим качество проведенного ремонта, качество спущенного глубино-насосного оборудования, качественного подбора глубино-насосного оборудования,возможность дальнейшей эксплуатации - является наработка на отказ (срок работы УЭЦН от момента запуска до момента остановки по причине выхода из строя), которая прямо пропорционально зависит от количества преждевременных и повторных ремонтов.

Эксплуатационный фонд скважин оборудованных УЭЦН сотавляет 27% от всего эксплуатационного фонда, тем не менее с помощью УЭЦН добывается около 90 % нефти от общего объема. Это еще раз подтверждает,насколко важно для СП иметь анализ,как с экономической так и с технологической точки зрения, для выявления основных причин преждевременных отказов и их устранения, подбора более надежного оборудования,что в конечном счете скажется на финансовом благополучии предприятия.

В проведенном ниже анализе мы рассмотрим состояние фонда скважин оборудованных ЭЦН в ООО СП “Ватойл”, его структуру по типоразмерам, по отечественному и импортному оборудованию, основные зависимости нароботки УЭЦН от гидродинамических характеристик скважин, наличия мехпримесей. Рассмотрим структуру основных причин отказов УЭЦН.

Устранение таких причин, как некачественный ремонт УЭЦН, негерметичность НКТ, некачественный подбор установок, повреждение кабеля и некоторых других вполне по силам СП без крупных дополнительных затрат. Уже только это поможет достаточно ощутимо увеличить нароботку на отказ, что позволит высвободить дополнительные ремонты на бездействующий фонд. Данные мероприятия позволят сократить неработающий фонд и увеличить добычу.

3.1 Основные проектные решения

Технологическая схема разработки Вать-Еганское нефтяного месторождения была составлена институтом СибНИИНП и утверждена ЦКР Миннефтегазпрома 25.12.85г.. В принятой техсхеме было выделено 3 основных объекта разработки: АВ1-2, АВ3 и БВ1. По другим объектам принято решение осуществить опытно - промышленную эксплуатацию и доразведку залежей. Позднее, в 1988 году, исходя из новых представлений о запасах нефти пласта АВ8, полученных в результате эксплуатации первоочередного участка, институтом БашНИПИнефть была составлена и утверждена ЦКР дополнительная записка к техсхеме, в которой пласты АВ8-1 и АВ8-2 выделены в самостоятельный объект разработки.

Коэффициент нефтеизвлечения в целом по месторождению составил по категории запасов С1 - 0.396, по категории С2 - 0.297.

Технологической схемой разработки Вать-Еганского месторождения предусматривалось:

-пробурить на запасы нефти категории С1 4668 скважин, в т.ч. 2908 добывающих, 1144 нагнетательных и б12 резервных скважин, на запасы категории С2 было размещено 894 скважины, в т.ч. 607 добывающих и 177 нагнетательных скважин,

Основной проектный способ зксплуатации - ШГН и ЭЦН.

Проектный срок разработки месторождения составил 231 год. Основной период разработки - 51 год. Удельные извлекаемые запасы нефти на 1 скважину (добывающую и нагнетательную) составили 75.6 тыс.т/скв. Максимальный темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составил по проекту 2.9 %, при среднем дебите по жидкости 21 т/сут. на 1 скважину. За весь срок разработки (231 год) по проекту козффициент нефтеизвлечения - 0.349 при утвержденном в ГКЗ - 0.39б. По-видимому, такой проектный срок разработки нереален по экономическим соображениям, т.к. необходимо будет перебурить значительное количество скважин из-за их физического старения (в зкономической оценке проекта это не было учтено). По этой причине не реально достижение даже проектных величин нефтеизвлечения при реализации столь низких темпов разработки месторождения и низких дебитов скважин. По существующим в Западной Сибири статистическим данным срок службы скважин составит примерно 30-35 лет. При 50 - летнем сроке эксплуатации месторождения будет необходимо перебурить практически весь фонд оставшихся скважин, что ставит под большое сомнение рентабельность проекта и возможность достижения по экономическим соображениям коэффициента нефтеизвлечения выше 0.25 - 0.28 (утвержденный ГКЗ 0.396). Таким образом, не приняв меры по существенному увеличению производительности скважин за счет воздействия на пласт, по форсированию отборов путем применения высоконапорных глубинных насосов, по формированию активных систем воздействия и увеличению за счет этого темпа выработки запасов нефти, маловероятно достижение проектной нефтеотдачи пластов и в этом смысле максимальных дебитов по жидкости от 3 до 50 т/сут. запроектировано применение ШГН, а в диапазоне 25-80 т/сут. применение ЭЦН по всем основным объектам разработки.

В связи с низкой продуктивностью пластов перевод скважин на механизированную добычу планировалось осуществлять при вводе скважин из бурения.

Сравнительно низкие средние дебиты скважин (5.5 - 32.2 т/сут.) предопределяют преимущественно применение штанговых глубинных насосов. При достижении проектного фонда скважин, число скважин оборудованных ШГН, должно составить: по объекту АВ1-2 -92%, БВ1 -87%.

Диапазон дебитов механизированных скважин обуславливает применение ЭЦН с производительностью 40-80 м/сут.

Проектные забойные давления должны быть обеспечены при глубинах спуска насосов 1200-1400 м (в зависимости от обводненности продукции). Большая часть проектных ШГН составляют НСВ-28 и НСВ-32, ЭЦН - ЭЦН5-40-1750. Станки-качалки, в основном, СК-б, реже СК-8.

При добыче нефти на Вать-Еганском месторождении следует ожидать отложение парафина в нефтепромысловом оборудовании. Анализ состава и свойств нефтей показывает, что выпадение парафина ожидается при дебите 24-39 т/сут. Ввиду низких дебитов и малой обводненности продукции прогнозный парафиновый фонд будет расти. Для борьбы с отложениями парафина рекомендуется применение химических реагентов и тепловых методов (установка АДП).Применение реагентов осуществлять методом непрерывного дозирования в затрубное пространство с помощью дозировочных насосов типа АД. В качестве химических реагентов рекомендуется использовать импортные типа ХТ или отечественные типа СНПХ. В начале разработки месторождения допускается производить удаление отложений скребками.

При разработке месторождения возможно отложение карбонатов, при достижении 30-40% обводненности продукции скважин и использования, в целях поддержания пластового давления (ППД), пресных вод. При закачке воды сеноманского горизонта вероятность отложений солей незначительна. Для поддержания эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии и снижения обводненности продукции предусматриваются следующие виды ремонтно-изоляционных работ:

-отключение отдельных обводнившихся пластов,

- изоляция сквозных дефектов в теле обсадных труб,

-повторная герметизация их соединительных узлов и наращивание цементного кольца или восстановление его герметичности при заколонных перетоках флюидов.

Из опыта работ можно рекомендовать проведение глинокислотных обработок с предварительным воздействием на ПЗП солянокислотными композициями для удаления карбонатных включений.

В низкопродуктивных зонах предлагается проведение работ с применением пороховых генераторов давления.

На нагнетательных скважинах предлагается проведение соляно-кислотных (СКО) и глинокислотных обработок (ГКО).

Проектные документы на обустройство месторождения выполнялись несколькими проектными организациями.

Разбуривание месторождения предусмотрено кустовым способом.

Основные технические решения проектов предусматривали использование герметезированной системы сбора безводной и обводненной нефти.Жидкость с газом под устьевым давлением поступает на групповые замерные установки,затем на ДНС где осуществляется сепарация и предварительный сброс пластовой воды. Для защиты нефтесборных сетей от внутренней коррозии предусматривалась подача ингибитора на кустах с помощью БР 2,5.

Заданием на проектирование предусматривались расширение и реконструкция действующих на месторождении объектов обустройства, сооруженных по ранее выпущенным проектам Гипротюменьнефтегаза. Проектом сохранены основные технические решения технологических объектов,использованные Гипротюменьнефтегазом. [ 1 ]

3.2 Принципиальное устройство УЭЦН

Электрическая погружная насосная установка состоит из семи основных составных частей: электродвигателя, многоступенчатого центробежного насоса, уплотнительной секции, силового кабеля, соединительного кабеля двигателя, схемы управления и трансформаторов. Типичная погружная установка показана на рисунке 4.1.

В дополнение к этим основным компонентам используются различные дополнительные позиции. Некоторые из них необходимы, другие необязательны. Самыми типичными необходимыми позициями для завершения установки являются кабельные скобы, кабельная катушка, основание кабельной катушки, устье скважины, и двухниппельный переходник. Другими дополнительными позициями, не требующимися для установки, но рекомендуемыми там, где они применимы, являются протекторы плоского кабеля, обратный клапан, центратор, кожух двигателя и забойный датчик давления.

Погружные насосы являются многоступенчатыми центробежными насосами. Каждая ступень состоит из вращающего рабочего колеса и неподвижного диффузора. Объем выдаваемой жидкости определяется типом ступени. Из-за ограниченного диаметра обсадной трубы скважины напор, создаваемый отдельной ступенью относительно мал, поэтому определенное число ступеней собирается вместе, чтобы отвечать требованиям каждого отдельного применения. Суммарный напор насоса и потребляемая мощность определяется числом ступеней. Насосы производятся в широком диапазоне производительностей и практически для всех условий, встречающихся в скважинах. Корпус, основание и выпускная головка изготавливаются из углеродистой стали. Рабочие колеса и диффузоры отлиты из чугуна с высоким содержанием никеля с целью повышения антиабразивных и антикоррозийных свойств. Вал делается из высокопрочной антикоррозионной нержавеющей стали. Общая длина односекционного насоса ограничена, чтобы обеспечить должную сборку и транспортировку. Однако, несколько секций насоса можно соединить последовательно, чтобы создать необходимый напор. Максимальный размер (число ступеней) насоса определяется на основании следующих ограничений : мощность насоса, ограниченная прочностью вала; номинальное давление корпуса насоса; нагрузочная способность упорного подшипника. На рисунке 4.2. показан типичный однокорпусной насос.

...