Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Реферат
• Перечень условных обозначений
• Введение
• 1. Геологическое строение и характеристика месторождения им. Р.С. Мирзоева
• 1.1 Основные сведения о месторождении
• 1.2 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
• 1.2.1 Стратиграфия
• 1.2.2 Тектоника
• 1.2.3 Коллекторские свойства основных продуктивных горизонтов
• 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
• 1.4 Запасы нефти и газа
• 1.5 Динамика основных показателей разработки
• 1.5.1 Характеристика фонда скважин
• 1.5.2 Динамика основных показателей разработки
• 1.5.3 Анализ реализуемой системы разработки
• 2. Анализ эффективности работы скважин оборудованных ЭЦН месторождения Мирзоева
• 2.1 Основные виды оборудования, применяемые для добычи нефти на месторождении
• 2.2 Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.3 Анализ основных осложнений, возникающих при добыче нефти ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.4 Мероприятия, применяемые в НГДУ для борьбы с осложнениями при добыче нефти ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.5 Анализ наработки на отказ фонда скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.6 Подбор оборудования и оптимизация работы скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева
• 2.6.1 Цель оптимизации (причина)
• 2.6.2 Методика подбора оборудования на промыслах
• 2.6.3 Методика подбора УГНТУ
• 2.6.4 Расчет подбора оборудования
• 2.7 Выводы и рекомендации
• 3. Экономическая часть
• 3.1 Характеристика технико-экономических показателей
• 3.2 Структура предприятия
• 3.3 Методика расчета
• 3.4 Расчет
• 4. Охрана труда
• 4.1 Охрана труда при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН
• 4.2 Обеспечение пожарной безопасности
• 4.3 Обеспечение электробезопасности
• 4.4 Обеспечение безопасности эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением
• 4.5 Производственная санитария
• 4.6 Защита рабочих, служащих и инженерно-технического комплекса предприятия в ЧС
• 4.6.1 Комплекс профилактических мероприятий
• 4.6.2 Способы защиты рабочих и служащих в ЧС
• 4.6.3 Обеспечение защиты инженерно-технического комплекса в ЧС
• 5. Мероприятия по охране окружающей среды
• 5.1 Контроль состояния и охрана атмосферного воздуха
• 5.2 Контроль состояния и мероприятия по охране водных объектов
• 5.3 Мероприятия по охране почв, рекультивации земель
• Заключение
• Литература
• Приложения
• Приложение А
• Приложение Б
• Приложение В
• Приложение Г
• Приложение Д
• Приложение Е
• Приложение Ж
• Приложение И
• Реферат
• месторождение геологический нефть добыча
• Дипломный проект 127 с., 28 рис., 29 табл., 11 источников, 8 приложений.
• установка электроцентробежного насоса, Динамический уровень, глубина спуска насоса, пластовое давление, межремонтный период, дебит.
• Объектом исследования являются добывающие скважины месторождения им. Р.С. Мирзоева, оборудованные установками электроцентробежных насосов.
• В процессе работы был проведен анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН.
• В результате анализа был предложен вариант перевода скважин на работу установками ЭЦН фирмы Shlumberger.
• Расчет показал эффективность предложенного перевода. Эффективность достигается за счет увеличения дебитов и увеличения межремонтного периода.
• Предлагается продолжить оптимизацию режима работы путем замены действующих УЭЦН на установки ЭЦН REDA фирмы Shlumberger.
• Перечень условных обозначений
• НГДУ - нефтегазодобывающее управление;
• ЭЦН - электроцентробежный насос;
• УЭЦН - установка электроцентробежного насоса;
• МРП - межремонтный период;
• ШГН - штанговый глубинный насос;
• НКТ - насосно-компрессорные трубы;
• КВЧ - количество взвешенных частиц;
• ПЭД - погружной электродвигатель;
• КУПНА - комплектное устройство погружного насосного агрегата;
• ТМПН - трансформатор масляный для погружных насосов;
• КПБП - кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный плоский;
• ОУЭН - оборудование устьевое электроцентробежных насосов;
• НБЗ - начальные балансовые запасы;
• ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» - общество с ограниченной ответственностью «Роснефть-Сахалинморнефтегаз»;
• ППД - поддержание пластового давления;
• ПДК - постоянно действующая комиссия;
• ППУ - передвижная парогенераторная установка;
• АДП - агрегат для депарафинизации скважин;
• Введение
• Для реализации задач нефтегазодобычи необходимо рационально вести разработку месторождений. Среди основных задач рациональной разработки важную роль играет выбор способа эксплуатации скважин.
• Выбор способа эксплуатации скважин начинается с анализа информации о геологических характеристиках месторождения, о свойствах нефти, газа и воды, их расходах и т. д., на основании которых определяют техническую возможность применения различных способов эксплуатации скважин.
• При определении способа эксплуатации скважин приходится учитывать большое число различных факторов: технико-технологических, геологических, климатических, экономических, социальных и др. Каждая группа факторов прямо или косвенно влияет на выбор того или иного способа эксплуатации скважин в данном регионе и может быть определяющей при принятии окончательного решения.
• Если при данной совокупности условий добычи нефти оказывается приемлемым единственный способ эксплуатации скважин, то анализ на этом заканчивается. Если же возможно применение нескольких способов, то для окончательного выбора используются экономические или другие критерии.
• Таким образом, при проектировании добычи нефти необходимо знать преимущества и недостатки различных способов эксплуатации скважин, а также иметь методики их технико-экономического расчета.
• Но и после того, как сделан окончательный выбор способа эксплуатации, продолжается работа по оптимизации работы скважин. С течением времени изменяются условия эксплуатации: падает пластовое давление, растет обводненность продукции, меняется газовый фактор, происходят изменения в призабойной зоне пласта и т. д. Кроме того, появляются новые виды оборудования, меняются экономические условия. То, что было выгодно 10-15 лет назад, становится нерентабельным.
• Проведение оптимизации - процесс непрерывный. Новыми данными промысловых исследований скважин дополняют изменяющиеся условия эксплуатации. Если не отреагировать на происходящие изменения, то могут вырасти потери в добыче нефти вплоть до полной нерентабельности эксплуатации скважины.
• 1. Геологическое строение и характеристика месторождения им. Р.С. Мирзоева

1.1 Основные сведения о месторождении

Месторождение им. Мирзоева расположено в Ноглинском районе Сахалинской области на побережье Дагинского залива охотского моря, в 35 км к северу от районного центра пгт Ноглики и 155 км от города Оха.

Связь с месторождением им. Мирзоева осуществляется по грунтовой и узкоколейной железной дорогам, проходящим по западным границам площади.

Головные сооружения по подготовки нефти, нефтепровод Даги - Погиби находятся на железнодорожной станции Даги, в 8-ми км к югу от месторождения. Головные сооружения по подготовки газа и газового конденсата находятся непосредственно на площади.

Площадь месторождения им. Мирзоева представляет собой прибрежную равнину, понижающуюся с запада на восток. Абсолютные отметки поверхности варьируют от 10 до 30 метров.

Гидрографическая сеть района представлена рекой Эвай с притоками и ручьями Плесовым и Тапауна.

Река Эвай протекает в широтном направлении, пойменная долина составляет в среднем 2,5 км в ширину при ширине реки 15-30 метров.

Долины реки и ручьёв заболочены.

Климат района прибрежно-морской, летом и зимой выпадает много осадков. Температура летом колеблется от +10є С до 25є С, зимой от-10є С до -30є С.

Восточно-Эвайская антиклинальная структура, контролирующая месторождение, подготовлена к поисково-разведочному бурению сейсморазведочными работами в 1982 году. Месторождение открыто в апреле 1984 года разведочной скважиной № 6, на которой при опробовании XIX горизонта дагинской свиты был получен фонтан нефти с газом. В процессе разведки продуктивные скважины вводились в пробную эксплуатацию, которая продолжалась до 1987 года. С конца 1987 года месторождение введено в промышленную эксплуатацию сроком на пять лет на оперативно подсчитанных запасах углеводородов.

Рис. 1.1 Обзорная карта месторождений Северного Сахалина и сахалинского шельфа

До 1988 года все скважины месторождения эксплуатировались фонтанным способом. С 1988 года после завершения фонтанирования ряда скважин, начали использовать погружные электроцентробежные насосы. В девяностых годах начали применять газлифтный способ эксплуатации.

В настоящее время месторождение разрабатывается в основном с помощью газлифта и ЭЦН. Штанговые насосы на месторождении не принесли ожидаемого эффекта. С 2003 года штанговым насосом эксплуатируется всего одна скважина.

Залежи XXI, XVIII, XIX пластов разрабатываются с поддержанием пластового давления. На месторождении закачивается только подтоварная вода.

Обводнение продукции скважин в целом по месторождению достигло 85 % и продолжает расти. Большие глубины скважин, парафинистая нефть, низкие пластовые давления осложняют добычу нефти на месторождении. В этих условиях значительную помощь оказывают насосы фирмы Shlumberger, позволяющие увеличивать глубину спуска насосов до 3000 метров и более.

1.2 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями дагинской свиты. В её разрезе выявлено 18 продуктивных горизонтов - II, III, VI, VII, VIII, X, XIII, XIV-XX, XXII, XXIII. Всего на месторождении выявлено 53 залежи. Все залежи пластово-сводовые, тектонически-экранированные, полнопластовые.

По характеру и фазовому состоянию углеводородов залежи разделяются на:

· Нефтяные.

· Газоконденсатные (с газовой шапкой).

· Нефтегазоконденсатные (с нефтяной оторочкой).

Из 18 продуктивных горизонтов во II, III, IV, VII, XV, XVII пластах установлено наличие залежей газа, остальные содержат залежи нефти и газа.

Из 53 залежей на месторождении -16- нефтяных, 24- газоконденсатных, 13-нефтегазоконденсатных.

Продуктивность горизонтов установлена в 6-ти блоках: 2, 3, 4, 4а, 5, 6. Наибольшее количество продуктивных горизонтов (15) содержится в 5 - ом блоке в 3 блоке -4 продуктивных горизонта, во 2 - 10, в 6-ом - 3, в 4-ом блоке - 5, в 4а-1. Высота залежей изменяется в диапазоне от 50 до 230 метров. Наибольшими высотами характеризуются залежи, приуроченные к 3 и 5 блокам, имеющим и большие размеры. Высота залежей основных продуктивных горизонтов (XI- XIX) изменяется от 100 до 230 метров.

Все изученные структуры района характеризуются пластовыми давлениями в породах-коллекторах комплекса соответствующими нормальному гидростатическому. Только на участке сопряжения Монгинской и Паромайской антиклиналей вскрытые залежи УВ на Усть-Эвайской площади залегают в резервуарах дагинской свиты с аномально высокими давлениями.

1.2.1 Стратиграфия

Пробуренными на месторождении скважинами вскрыты отложения нутовской (3100 м), окобыкайской (600-1650 м), дагинской (1500 м) и уйнинской свит неогенового возраста.

Уйнинская свита сложена преимущественно прослоями алевролитов и песчаников. Вскрытая мощность- 170 метров.

Разрез дагинских отложений представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород с преобладанием песчаных (60-70%). Породы коллектора сложены песчаниками мелко- среднезернистыми, часто алевролито-глинистыми с прослоями алевролитов разной степени песчанистости и глинистости. Иногда встречаются прослои песчаников крупнозернистых, крепко сцементированных.

Всего в разрезе выделено 25 песчаных горизонтов, толщина которых изменяется от 5-15 до 50-105 метров. Толщина глинистых разделов колеблется от 2-6 до 20-40 метров.

Характерной особенностью дагинских отложений является уменьшение мощности всего разреза и песчаных горизонтов в северо-восточном направлении. Так, например, мощность пачки пластов V-VIII составляющая 185 метров в скважине № 68 на юге, уменьшается к северу в скважине № 16 до 110 метров, а пачка X-XVI пластов мощностью 210 метров в скважине №60 сокращается до 156 метров в скважине № 16, мощность пачки пластов XIII-XVIII с 220 метров в скважине № 13 уменьшается к северо-востоку до 190 метров в скважине № 15. Кроме этого установлен размыв кровли дагинских отложений. Так, например, в скважинах №№ 19, 50, 63 разрез начинается со II горизонта, в скважинах №№ 15, 57 - с III, в скважинах №№ 68, 49 - IV, в скважинах №№ 11, 14, 40, 41, 44, 54 - c V, в скважинах №№ 46, 47 - c VI, в скважинах №№ 17, 43, 48, 55, 72 - c VII, в скважинах №№ 12, 20 - c VIII. Причем связывать отсутствие верхней части разреза в этих скважинах с разрывными нарушениями не представляется возможным. Таким образом, глубина разрыва увеличивается в северо-западном и западном направлениях в сторону подъёма структуры.

Окобыкайская свита литологически представлена монотонной глинистой толщей с включениями маломощных (до 5 метров) песчано-алевролитовых прослоев. Отложения окобыкайской свиты являются региональной покрышкой. Вскрытая мощность окобыкайской свиты на месторождении изменяется в значительных пределах: в условиях приподнятого восточного крыла составляет 600-700 метров, опущенного до 1650 метров.

Нутовская свита представлена толщей песчаных пород (пески, слабоуплотнённые песчаники, алевролиты). Глинистые породы имеют подчиненное значение и встречаются в виде пластов небольшой мощности.

Таблица 1.1

Литологическая характеристика разреза скважины

Таблица 1.2

Коэффициент каверзности

1.2.2 Тектоника

В общетектоническом плане Сахалина месторождение им. Р. С. Мирзоева расположено на восточном крыле Дагинской антиклинальной зоны, осложняющей восточное погружение Сахалинского антиклинария, характеризующегося несогласием структурных планов нутовско-окобыкайского комплексов отложений. Здесь отчетливо выделяются два структурно-стратиграфических комплекса: нутовско-окобыкайский и дагинско-мачигарский. Для первого характерно широкое развитие разрывов сжатия (взбросов), для второго - разрывов растяжения (сбросов). По нутовско-окобыкайским отложениям месторождение приурочено к юго-восточному окончанию Паромайской антиклинальной зоны, а по дагинско-мачигарскому - окончанию Монгинской антиклинальной зоны и западному борту Чайвинского пролива.

В тектоническом отношении месторождение представляет собой (по дагинским отложениям) погребённую полуантиклиналь северо-западного направления, западное крыло и свод которой осложнены крупноамплитудным разрывным нарушением. Наличие разрыва установлено по выпадению верхней части дагинской свиты. Плоскость сместителя падает на запад под углом 35-60є. Приподнятое восточное крыло имеет хорошо выраженную форму, углы наклона пластов вблизи разрыва составляют 10-15є, увеличиваясь по мере удаления на восток до 25є. Шарнир складки погружается на юг под углом 8-12є.

Разрывными нарушениями северо-восточного простирания месторождение разбито на 6 тектонических блоков разной величины, каждый северный из которых опущен относительно южного.

Всего на месторождении выявлено 9 разрывов, из них два подсечены в одной, один в двух, остальные в трёх и более скважинах. Все нарушения имеют сбросовый характер амплитудой от 30 до 220 метров. Разрыв, разделяющий второй и третий блоки, амплитудой 20-40 метров, по-видимому, является проводящим для залежей нефти и газа XII и XVI горизонтов.

По сложившимся в настоящее время представлениям «буферной» толщей являются глинистые нижнеокобыкайские отложения. Определяющее значение в формировании тектоники изучаемой территории имеют крупные сбросовые нарушения, являющиеся западным экраном ловушек, система диагональных и субширотных сбросов и поверхность размыва дагинских отложений. При анализе результатов поисково- разведочного бурения на месторождении установлено, что по дагинским отложениям расположенное южнее месторождение Нижнее Даги и месторождение им. Р.С.Мирзоева приурочены к единому структурному элементу - антиклинальной складке субмеридионального простирания с короткой северной и протяженной южной периклиналями, западное крыло и свод, которой почти полностью срезаны крупноамплитудными сбросами 11 и 12. На юге неглубокой седловиной складка отделяется от Монгинской складки. На севере намечается замыкание складки и сопряжение ее через седловину по всей вероятности с южной периклиналью Усть-Эвайской складки. Протяженность складки-12 км. Сбросом 11 меняющим простирание с субмеридионального на северо-восточное, складка разбита на 2 участка: северный, контролирующий месторождение им. Р.С.Мирзоева, и южный, к которому приурочено месторождение Нижнее Даги. Северный участок протяженностью 6,5 км при ширине 1-1,5 км представляет собой в основном восточное крыло антиклинальной складки, примыкающее к сбросу 12, и лишь в южной части вырисовывается перегиб и прослеживаются фрагменты западного крыла. Углы падения пород на восточном крыле составляют от 20 до 35 градусов, увеличиваясь с глубиной и по мере удаления от экранирующего сброса. Погружение на север происходит под углом 16, на юг - от 8 до 15,увеличиваясь с глубиной.

Сброс 11, является южным ограничением структуры. Поверхность сбрасывателя здесь погружается в северо-западном направлении под углом 40. Амплитуда сброса по мощностям выпадающих интервалов разреза дагинской свиты составляет 850-450 м.

Сброс 12 ограничивает с запада структуру месторождения. Простирание сброса субмеридиональное. Поверхность сбрасывателя погружается на запад под углом от 30 до 70. Крутизна поверхности увеличивается с глубиной. Амплитуда сброса не установлена. Мощности выпадающих интервалов дагинского разреза характеризуются от десятков метров до порядка 500 м. Определить величину выпадающих интервалов окобыкайского разреза не представляется возможным из-за чрезвычайно трудной корреляции. Сбросы 12а, 12б, 12в, 12г, 12д - являются «оперяющими» ветвями сброса 12. Простирание у данных сбросов северо-восточное. Поверхность сбрасывателя погружается в северо-западном направлении под углами от 30 до 50 градусов. Амплитуды сброса по мощностям выпадающих интервалов дагинского разреза различны от 70 м до 220 м.

Сброс 12а отделяет блоки III и IIIа от блока IV. Существует еще ряд сбросовых нарушений 12-1, 12-2, 12-3, 12-4, 12-5, 12-6, 12-7, 12-8, 12-9.

Сброс 12-2 отделяет III блок от II. Простирание сброса восток северо-восточное. Плоскость сбрасывателя погружается в северном направлении. Угол наклона условно принят равным 65 градусам. Амплитуда сброса не установлена и принята равной 40 м из общегеологических соображений.

Сброс 12-3 отделяет блоки Iа и Iб от блока III. Простирание северо-северо-восточное. Поверхность сбрасывателя погружается в западном направлении. Угол наклона поверхности составляет 55-60 градусов. Амплитуда сброса по мощностям выпадающих интервалов разреза дагинской свиты-180 м. Сброс 12-5 отделяет блок III от блока IIIа. Простирание сброса принято северо-восточным. Плоскость сбрасывателя погружается в северо-западном направлении. Угол наклона принят равным 65 градусам. Амплитуда сброса по мощности выпадающего интервала дагинского разреза составляет 40 м. В южной части месторождения поверхность размыва дагинских отложений представляет собой моноклиналь, погружающуюся в восточном направлении. Поверхность размыва дагинских отложений осложнена крупноамплитудными сбросами 11 и 12 и "оперяющими" ветвями сбросами 12а, 12б, 12в, 12г, 12д. Диагональные и субширотные сбросы, разбивающие вышеназванными сбросами блоки на более мелкие составляющие, в постдагинское время не развивались.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.2 Структурная карта месторождения имени Р.С. Мирзоева

1.2.3 Коллекторские свойства основных продуктивных горизонтов

Коллекторы продуктивных горизонтов сложены песчаниками мелко- и среднезернистыми, часто алеврито-глинистыми с прослоями алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников крупно-зернистых с включениями гравия.

Коллекторы всех продуктивных горизонтов месторождения им. Р.С. Мирзоева имеют близкий вещественный состав, но отличаются фильтрационно-емкостными свойствами, что обусловлено размерами зерен пород, типом и количеством цементирующего материала. Определены граничные показатели пористости и проницаемости, ниже которых породы являются неколлекторами. Изучение физико-литологической характеристики продуктивного разреза, по данным исследования керна, показало сходство ее с характеристиками продуктивных горизонтов месторождения Монги, которое заключается в наличии в пластах трех (иногда двух) слоев с различными литолого-физическими свойствами. Слои представлены ассоциациями литологических разностей терригенных пород. После изучения слоев, в продуктивных пластах месторождения, выделены три типа коллектора:

I тип - мелкозернистые чистые и алеврито-глинистые песчаники (кровельная часть горизонтов);

II тип - алеврито-песчаники и песчаники мелкозернистые алеврито-глинисные;

III тип - чередование алеврито-песчаника с алевролитами глинистыми и глинисто-песчаными.

Переход от первого литотипа к последующим происходит скачкообразно и выражается на диаграммах ГК и БКЗ в виде ступеней. Пористость и насыщенность определены для каждого типа коллектора отдельно а затем рассчитано их средневзвешенное значение.

В таблицах, помещенных в приложениях к этому проекту, даны физико-механические свойства горных пород по разрезу месторождения (приведены плотность, пористость, проницаемость пород в интервале от 0 до 3650 метров); геолого-геофизические характеристики нефтяных и газовых эксплуатационных объектов (геометрические параметры пластов, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, коэффициенты песчанистости и расчлененности, пластовые давления и температуры).

На следующих диаграммах даны средние величины свойств основных продуктивных горизонтов месторождения им. Р.С. Мирзоева.

Рис. 1.3 Средняя нефтенасыщенность основных продуктивных пластов

Рис. 1.4 Средняя пористость основных продуктивных пластов

Рис. 1.5 Средняя проницаемость основных продуктивных пластов

Рис. 1.6 Средняя нефтенасыщенная толщина основных продуктивных пластов

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Сепарированные нефти месторождения характеризуются постоянством физико-химических свойств по площади и разрезу. Они относятся к категории тяжелых, малосмолистых, высокопарафинистых, с повышенной вязкостью. Плотность их находится в пределах 0,876-0,900 г/см³, содержание асфальтенов - от 0,15 до 0,96 %, смол силикагелевых - 1,68-5,71%, серы - 0,11-0,27%. Содержание твердых парафинов колеблется в довольно широких пределах: от 6,77 до 16,86%. Парафин в условиях залежи растворен в нефти, тогда как в сепарированной нефти он во взвешенном состоянии. Это обуславливает высокие температуры ее застывания: от +18 до +33єС. Средняя температура начала кипения нефти составляет +104єС, содержание светлых фракций, выкипающих до 200єС - 10%, до 300єС - 29%.

На месторождении им. Р.С. Мирзоева растворенные в нефти газы относятся к метановому типу. Содержание метана 88-97%, тяжелых углеводородов 4-11%, небольшое содержание азота N ₂ 0,1-1,6% и углекислого газа СО₂ 0,5-2,1 %, относительный удельного веса 0,5994-0,7004. Сероводород не обнаружен. В 26 пробах растворенного газа определены гелий и аргон, содержание которых меньше 0,002% об.

Свободный газ месторождения сухой с содержанием метана-94-97%, пропана - 0,1-0,9, бутана 0,05-0,35, пентана 0,03-0,25%, содержащий небольшие количества балластовых газов (N₂ и СО₂) 0,1-0,2 и 0,3-2,3%, обладает высокой теплотворной способностью от 7752 до 9855 ккал/м³.

Конденсат месторождения с температурой начала кипения - 55-75 градусов С. Конец кипения - 235-295^оС. У большинства конденсатов 90% фракций выкипает до 20^оС.

Плотность конденсата изменяется в пределах 749-790 кг/м³, молекулярный вес 106-128. Содержание серы и парафина незначительно (серы до 0,02%, парафина 0,7%).

Таблица 1.3

Геолого-геофизические характеристики нефти и воды эксплуатационных объектов

Таблица 1.4

Геолого-геофизические характеристики газа эксплуатационных объектов

Что касается подземных вод, то вблизи областей питания и на путях транзита получают развитие солоноватые (до 10 г/л) воды, а за фронтальными экранами, в застойных участках, на контакте с залежами нефти и газа - слабосоленые (10-20 г/л) воды. Соответственно изменяется и состав воды от хлоридно-гидрокарбонатного натриевого до гидрокарбонатно-хлоридного натриевого.

Разрез Дагинской свиты в целом характеризуется нормальной гидрохимической зависимостью, когда на фоне отсутствия аномалий в составе вод наблюдается небольшой рост минерализации с глубиной.

Подземные воды рассматриваемой толщи содержат преимущественно метановые (до 90 % метана) и в меньшей степени углекисло-метановые (до 80 % углекислоты) газы. Почти повсюду краевые и законтурные воды обогащены растворенными газами. Дефицит насыщения газами ощущается только вблизи области питания и на путях транзитного движения вод. Водорастворенные газы обеднены гелием (0,001-0,003 %), что свойственно осадочным образованием неогенового возраста.

Гидрохимический облик пластовых вод месторождения однороден, гидрокарбонатно-хлоридный натриевый. Незначителен и диапазон изменения минерализации этих слабосоленых вод, от 10 до 16 г/л. Концентрация солей и их соотношение в общем составе подчинено условиям водообмена. На участках застойного режима (подошвенные и контурные воды) увеличение минерализации происходит, как правило, за счет хлоридов натрия. Солевой состав законтурных вод с минерализацией 9-12 г/л отражает в большей степени облик транзитных инфильтрационных вод.

Небольшой объем достоверных проб пластовых вод не позволил установить на месторождении какой-либо площадной или вертикальной гидрохимической зональности. По генетической классификации все встреченные подземные воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу (инфильтрационного происхождения). Содержание сульфатов в водах закономерно низкое-30-100 г/л. Содержание хлора (2,8-7,0 г/л) несколько превышает количество гидрокарбонатов (3,0-5,9 г/л). Концентрация микрокомпонентов невысокая: калия 31-130 мг/л, йода-330 мг/л, брома 7-78 мг/л, бора -30-54 мг/л. Но имеет место локальное обогащение, йода до 62 мг/л, брома до 105 мг/л, бора до 74 мг/л, не достигающее кондиционных значений, за исключением йода. Степень метаморфизма низкая и изменяется довольно в узком диапазоне 1,24- 1,99.

Газонасыщенность подземных вод месторождения высокая 3,1-4,5 м/м. Коэффициент упругости превышает единицу, в непродуктивных блоках и пластах величина показателя снижается до 0,6. Пластовые воды обогащены метановыми газами с содержанием метана 90-97 %, тяжелых гомологов 1,26-4,94 %.

1.4 Запасы нефти и газа

На основе данных поисково-разведочного бурения, в 1988 году был произведен оперативный подсчет запасов нефти и газа. Начальные балансовые запасы нефти составили 22327 тыс. тонн, извлекаемые - 5722 тыс. тонн.

В 1991 году институт «СахалинНИПИморнефть» произвел подсчет запасов нефти и газа. Запасы нефти категории В + С1 месторождения в объеме 16466 тыс. тонн балансовых и 5375 тыс. тонн извлекаемых утверждены в ГКЗ.

Поскольку месторождение разбито сбросовыми нарушениями на ряд блоков, количество залежей, установленных по материалам опробования, составляет 53. Кроме того, по материалам ГИС выявлены 40 залежей, а в блоках, где некоторые горизонты не опоискованы, предполагается наличие еще 32 залежей углеводородов. Таким образом, общее число залежей углеводородов на месторождении, по которым производился подсчет запасов, составляет 125.

Через пять лет после подсчета запасов по шести залежам месторождения добыча превысила объемы извлекаемых запасов, подсчитанных по этим залежам. Использование извлекаемых запасов составило от 112 до 169 %. А по залежи 18 пласта в 4 блоке использование извлекаемых запасов достигло 257 %! Это свидетельствует о необходимости уточнения запасов, а также по изменению подхода к объединению блоков в объекты разработки.

На 01.01.2002 года на балансе ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» по месторождению начальные запасы нефти категории В + С1 числились: балансовые - 18967 тыс.т, извлекаемые - 6118 тыс.т. Запасы свободного газа, включая газ газовых шапок, составляли 10033 млн. м³, запасы конденсата - 709 тыс. тонн, в т. ч. 530 тыс. тонн - извлекаемых.

Запасы нефти по данным постоянно действующей комиссии по запасам ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» на 1 января 2006 года: начальные балансовые составили 20352 тыс. тонн. Начальные извлекаемые запасы составили 7060 тыс. тонн нефти. Добыча нефти на 1 января 2006 года составила 5741 тыс. тонн. Остаточные балансовые запасы соответственно - 14611 тыс. тонн. Остаточные извлекаемые - 1319 тыс. тонн.

1.5 Динамика основных показателей разработки

1.5.1 Характеристика фонда скважин

Эксплуатационный фонд по состоянию на 1.06.2006 г. составил 40 добывающих и 5 нагнетательных скважин. В действующем фонде находилось 34 добывающих и 3 нагнетательные скважины, в бездействии - 6 добывающих и 2 нагнетательные скважины соответственно. В консервации числилось 6 нефтяных, скважин, в наблюдении - 11 скважин. Из общего числа добывающих скважин 1 эксплуатируется фонтанным способом, 15 - газлифтным, 1 - ШГН и 16 - ЭЦН.

В 1998 году в действующем фонде было максимальное количество скважин - 42. С 1994 года введен газлифт. Скважины, эксплуатирующиеся с помощью ЭЦН переводились на газлифт. На 1 января 1999 года количество газлифтных скважин было максимальным - 27 скважин. В это же время количество скважин, эксплуатирующихся ЭЦН, было наоборот минимальным - всего 4 скважины. Сокращение фонда ЭЦН связано не только с переводом на газлифт. Фонд сокращался из-за аварий на этих скважинах, когда обрывались трубы вместе с электроцентробежными насосами. При глубинах 1500-2500 метров, как на месторождении Монги, такие аварии ликвидировались с помощью установки А-50. На месторождении Мирзоева, при глубинах около 3500 метров установка А-50 не всегда применима. Необходима установка большей грузоподъемности. В этом же году резко снизилось количество скважин, оборудованных ШГН. На месторождении Мирзоева штанговыми насосами добывать нефть становится практически невозможным, так как пластовые давления снижены на 150-200 атмосфер от начальных. Статические уровни достигают величин до 2000 метров. Кроме того, парафинистая нефть еще больше усугубляет проблему.

В настоящее время на месторождении работает всего одна скважина, оборудованная ШГН - № 55. В НГДУ реализуется программа перевода газлифтных скважин на эксплуатацию с помощью УЭЦН. Количество газлифтных скважин сократилось до 15 (27 - в 1999 году), а количество скважин, оборудованных УЭЦН, увеличилось до 16 (в 1999 году - 4 скважины). Продолжают фонтанировать одна или две скважины. Обе оборудованы газлифтными клапанами и в случае прекращения фонтанирования на скважину подается газ с компрессорной станции и фонтанирование может продолжиться. Эти скважины скорее можно было бы отнести к категории газлифтных.

Информация по всему фонду скважин месторождения Мирзоева по состоянию на 1.06.2006 г. приведена в приложении. В таблице даны все номера скважин, краткая информация о скважине: пласт, блок, способ эксплуатации и текущее состояние скважин. В верхней части таблицы приведено количество скважин каждой из категорий фонда. Представленная ниже таблица характеризует динамику фонда скважин за период с 1 января 1994 года по 1 января 2006 года.

Таблица 1.5

Динамика фонда скважин по способам эксплуатации

Рис. 1.7 Динамика фонда скважин по способам эксплуатации

1.5.2 Динамика основных показателей разработки

С начала разработки из месторождения добыто 5741 тыс. т нефти, и 2995,0 млн. м³ газа. Жидкости в пластовых условиях извлечено 23471 тыс. м³. Извлекаемые запасы нефти использованы на 82 %, текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,282. Остаточные запасы на 1.01.02 г. составляют 1319 тыс. т.

По некоторым залежам (ХХ пласт - III блок; XVIII пласт в IV, V блоках; XVI пласт в III, VI блоках; XIV пласт III блок и других), накопленная добыча уже превысила извлекаемые запасы. В большинстве случаев это связано с величиной принятого в ГКЗ КНИ и неучетом запасов С₂, а в других - с проблемой распределения добычи, как по скважине №9 (в интервале перфорации которой через разрывное нарушение стыкуются XVI и XVIII пласты), и с перетоками. По месторождению необходимо произвести пересчет извлекаемых запасов, так как остаточные извлекаемые запасы не обеспечивают текущих отборов нефти.

Добыча нефти за последние годы снижается. Причиной данной тенденции является как снижение пластового давления и обводнение скважин, так и уменьшение действующего фонда, вследствие выхода части скважин в длительные простои из-за аварийных ситуаций (скв 45, 54, 56, 74, 76, 104, 116, 119, 126, 127, 128, 135). Среднегодовой дебит нефти одной скважины уменьшился с 14,3 до 12,7 т/сут, а обводненность возросла с 75 до 82 %. Газовый фактор 744 (812) м³/т.

Согласно Технологической схеме 1991 г., добыча нефти в 2001 году должна была составить 188,2 тыс. т. Несоответствие с уровнями, заданными в проектном документе, вызвано отсутствием полномасштабной системы ППД, отсутствием проектного фонда скважин по ряду объектов, низкий уровень (в сравнении с проектом) действующего фонда. К тому же существуют сложности с газлифтом. Недостаток газа для газлифта побудил к составлению программы перевода газлифтных скважин на работу установками ЭЦН. Дополнительной причиной реализации подобной программы явилось использование УЭЦН фирмы Shlumberger, позволяющих извлекать нефть в сложившихся условиях месторождения им. Мирзоева. Отечественные установки на больших глубинах работают с меньшим коэффициентом полезного действия. Продолжительность бесперебойной работы также значительно ниже, чем у установок фирмы Shlumberger.

НГДУ "Катанглинефтегаз" желает полностью отказаться от такого неадекватного на месторождении способа, как глубинно-насосная (ШГН) эксплуатация. Но отсутствие требуемого количества УЭЦН и определенный дефицит газа сдерживает возможное достижение оптимальных отборов жидкости.

Рис. 1.8 Динамика показателей разработки в целом и отдельными способами эксплуатации на месторождении им. Мирзоева

Всего на месторождении пробурены 104 скважины, в т.ч. 74 - нефтяной фонд, 7 - нагнетательный фонд и 23 - газовые. Из них ликвидировано 19 скважин.

Уровни добычи за последние годы по месторождению приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6

На месторождении им. Мирзоева фонтанные и газлифтные скважины оборудованы одинаково: в скважину спущены НКТ с газлифтными клапанами, устьевое оборудование - фонтанная арматура, газ подается с компрессорной станции, расположенной на месторождении Монги, и распределяется по скважинам посредством установок распределения газа (УРГЛ).

Единственная скважина на месторождении, оборудованная ШГН, на устье оборудована станком-качалкой и устьевым оборудованием с СУСГом, подземное оборудование стандартное: НКТ, штанги, насос.

Более подробно рассмотрим оборудование ЭЦН, наиболее перспективное на месторождении им. Р.С. Мирзоева.

Установка скважинного центробежного насоса (рис. 2.1) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 кабеля, крепящегося к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами или хомутами 8, обратного 6 и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб.

Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрегатов находятся в пределах 116--142,5 мм, длина агрегатов -- более 25 м.

Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата -- погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую из протектора, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Рис. 2.1 Установка скважинного центробежного насоса

Над насосным агрегатом через две-три насосно-компрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу -- спускной клапан.

Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью.

Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима.

К вспомогательному оборудованию относятся: подвесной ролик, заправочный насос и приспособлени...