Анализ разработки продуктивного пласта Ю3-4 Тямкинского месторождения. Анализ основных неисправностей и отказов электроцентробежных погружных насосов в процессе добычи углеводорода

2.5 Анализ основных неисправностей и отказов ЭЦН в процессе добычи УВ

Россия занимает в мире ведущее место по производству и использованию для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). До 60% нефти России и до 70% нефти Западной Сибири добывается с использованием УЭЦН.

Состояние нефтяной промышленности России подошло к такому периоду, когда дальнейшая эксплуатация скважин возможна лишь при модернизации процесса добычи нефти, из-за существенного ухудшения эксплуатационных условий. Большой проблемой при работе в осложненных скважинах является изменение ее технико-экономических показателей. Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов, проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы и частым отказам УЭЦН. При отказе УЭЦН затраты на спуско-подъемные операции и последующий ремонт практически достигает стоимости новых установок. В условиях когда финансовая ситуация диктует требования по сокращению удельных затрат на добычу нефти, снижение себестоимости до уровня, обеспечивающего рентабельность производства, поиск и использование резервов повышения эффективности производства, стали основной задачей. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса и увеличению наработки на отказ.

Насосная установка состоит из следующих компонентов - привод, устьевое оборудование (устьевая арматура для герметизации скважин, самоустанавливающийся сальник, устьевые сальники, запорное устройство и др.), насосные штанги - стержни с круглым поперечным сечением с высаженными концами, на которых расположено квадратное сечение и резьба. Сам глубинный насос, который предназначен для откачивания из нефтяных скважин жидкости, насосно-компрессорные трубы для поднятия жидкости от насоса на дневную поверхность и вспомогательное подземное оборудование. Привод является преобразователем энергии двигателя в движение колонны насосных штанг. В большинстве насосных установок применяют станки-качалки.

На месторождениях России около 95% фонда скважин эксплуатируется насосным способом. В основном насосный фонд представлен установками центробежных электронасосов (УЭЦН) отечественного и импортного производства. На добычу с помощью УЭЦН приходится основной объем жидкости (нефти). Эксплуатация установок электроцентробежных насосов является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом.

При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.

При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия внутри поверхности НКТ.

Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет по России до 600 суток.

Механические примеси - вынос песка (частиц породы) из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или перепаде давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин.

Техническими условиями регламентируется предельное содержание механических примесей в добываемой жидкости для насоса в обычном исполнении до 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - 0,5 г/л.

В добываемой жидкости могут содержаться как продукты разрушения пласта, смолы, соли, парафин, так и привнесённые с дневной поверхности при ремонтах скважины или при технологических операциях механические примеси.

При содержании механических примесей в откачиваемой жидкости до 1% в течение короткого времени (даже 10-15 сут.) полностью выходят из строя торцевые поверхности рабочих колёс, текстолитовые шайбы, пята, уплотнения, то есть в десятки, раз снижается ресурс работы насоса. При этом происходит вибрация УЭЦН, увеличивается вероятность пропуска торцевых уплотнений, что приводит к замыканию обмотки и отказу погружного электродвигателя, при сильной вибрации нередки случаи полётов УЭЦН.

Отказы по причине повышенного содержания крупных взвешенных частиц (КВЧ) характерны для скважин стимулированных ГРП. Основные осложняющие факторы при эксплуатации этих скважин - заклинивание ЭЦН, снижение притока в течение 1,5-2 мес. и переход на периодический режим эксплуатации, вынос механических примесей в продукцию скважин.

Главный источник выделения солей - вода, добываемая совместно с нефтью. Процесс солеотложения непосредственно связан со значительным перенасыщением водной среды трудно растворимыми солями за счет изменения физико-химических параметров системы добычи нефти (температуры, давления, выделения газа, концентрации осадкообразующих ионов и т.д.). Химический состав промысловых вод постоянно меняется по мере выработки запасов нефти, что обусловливает многообразие, и изменчивость во времени состава солевых отложений.

Кристаллы солей откладываются на наружной поверхности, на рабочих колёсах насоса. Отложение солей во всех случаях приводит к осложнениям. Накапливаясь на наружной поверхности узлов установки, ухудшает теплообмен, уменьшает свободное пространство между насосом и эксплуатационной колонной, при подъеме возможны случаи заклинивания УЭЦН в скважине.

При отложениях на рабочих органах насоса увеличивается износ, повышается вибрация, которая влечёт за собой попадание пластовой жидкости в полость ПЭД и замыкание обмотки. В момент короткого замыкания обмотки ПЭД резко повышается давление во внутренней полости ПЭД и гидрозащиты, что может вызвать разрыв диафрагмы гидрозащиты или ослабление бандажей.

Интенсивное отложение карбоната кальция на рабочих колесах ЭЦН происходит из-за повышения температуры потока добываемой продукции, вызванного теплоотдачей работающего погружного электродвигателя. С ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция, что интенсифицирует солеотложение карбонатных осадков на колесах ЭЦН.

Межремонтный период механизированного фонда скважин, осложненных солеотложением, в ряде случаев снижается до 10 - 35 суток.

Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе её движения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики газожидкостной смеси, следовательно, меняется плотность смеси.

Влияние газа в рабочих органах насоса проявляется в ухудшении энергообмена между рабочим колесом и жидкостью, изменяется рабочая характеристика насоса.

Максимальные наработки УЭЦН для добычи нефти обеспечиваются безусловным выполнением всех ограничений на параметры эксплуатации установок, и их узлов и элементов в соответствии с техническими условиями, руководствами по эксплуатации и другими нормативными документами.

Однако при откачке газожидкостной смеси повышенного газосодержания на входе насоса возникают условия, не регламентированные в перечисленных документах, и игнорирование ими может существенно снизить наработки насосов.

Межремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей работы скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных электронасосов, который характеризует, прежде всего, технический уровень оборудования и качество его изготовления, а так же эксплуатационную надежность скважин, т.е. качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования УЭЦН в определенных геолого-физических условиях работы. Под межремонтным периодом работы скважины или групп скважин понимают среднее время работы между двумя очередными подземными ремонтами, связанными с подъемом оборудования из скважин, при одном и том же способе эксплуатации или эксплуатации одним видом оборудования.

Важной задачей, при добыче нефти УЭЦН, является обеспечение бесперебойной работы УЭЦН.

При анализе причин остановок и отказов УЭЦН выявляются факторы прямо или косвенно влияющие на работу УЭЦН.

Рассмотрим основные причины отказов УЭЦН:

1. неправильный подбор УЭЦН, при котором производительность установки больше притока пластовой жидкости из пласта. В режиме малых подач происходит интенсивный нагрев рабочих органов и корпуса насоса. Возможно плавление изоляции, смещение токоведущих жил удлинителя и кабеля, что приводит к снижению сопротивления изоляционного слоя;

2. некачественный вывод на режим, при котором нарушается режим охлаждения ПЭД, что влечет за собой перегрев и отказ двигателя;

3. механическое повреждение кабеля. Чаще всего происходит при спуске УЭЦН;

4. солеотложения, происходящие интенсивно, при нахождении УЭЦН в растворе глушения до или при эксплуатации. Увеличивается радиальный износ в рабочих органах насоса (износ рабочих колес, направляющих аппаратов, защитных втулок вала и промежуточных радиальных подшипников ЭЦН) и повышении вибрации;

5. повышенное содержание КВЧ неблагоприятно сказывается на работе ЭЦН: забиваются проходные сечения и изнашиваются рабочие органы насоса, что приводит к увеличению уровня вибрации;

6. некачественная эксплуатация УЭЦН;

7. некачественный монтаж УЭЦН, нарушение технологии монтажа, которая привела к отказу;

8. отказы по наземному электрооборудованию;

9. скрытый дефект в теле кабеля (микротрещины в изоляционном слое необнаруженные при испытании кабеля, но проявившие себя при спуско-подъемных операциях или эксплуатации УЭЦН);

10. старение изоляции кабеля (снижение электроизоляционных свойств кабеля при эксплуатации из-за работы в условиях повышенной температуры, газосодержания);

11. экспериментальные работы, проводимые для испытания новых видов оборудования, узлов, новых технологий.

Рассмотрим отказы узлов УЭЦН и их причины.

Снижение сопротивления изоляции происходит по следующим причинам:

1. механическое повреждение изоляции кабеля при спуске УЭЦН, вследствие нарушения скорости спуска установки или наличии в скважине посторонних предметов;

2. смещение токоведущих жил удлинителя или основного кабеля, проходящего до обратного клапана, вследствие некачественного вывода или некачественной эксплуатации;

3. попадание пластовой или продавочной жидкости в полость двигателя в район звезды, лобовой части или выводных концов (не герметичность торцовых уплотнений ГЗ, нарушения герметичности токоввода или фланцевого соединения двигатель - гидрозащита), вследствие вибрации или попадании атмосферных осадков при монтаже;

4. перегрев ПЭД (при нарушении режима охлаждения, происходит нагрев, снижение изоляции и замыкание обмотки электродвигателя).

5.4 Рекомендации по эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях

В результате анализа структуры отказов, осложняющих факторов и методов уменьшения их влияния на работу УЭЦН можно определить основные направления по увеличению средней наработки на отказ УЭЦН.

Большое значение имеет качество проведения работ при эксплуатации УЭЦН:

правильный подбор установки ЭЦН к данной скважине;

качественная подготовка скважины к эксплуатации (промывка забоя, шаблонирование колонны);

качественная подготовка оборудования (кабель, двигатель, насос, газосепаратор);

качественный спуск установки в скважину;

качественный вывод установки на режим.

При эксплуатации осложненного фонда скважин, необходимо применение методов снижения влияния осложняющих факторов на работу УЭЦН.

В скважинах с повышенным содержанием КВЧ рекомендуется установка фильтров и использование УЭЦН износостойкого исполнения.

Для скважин с повышенным газосодержанием в связи с повышенным содержанием механических примесей, необходимо использование газосепараторов и диспергаторов в износостойком исполнении.

Для комплексного решения проблемы эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях предлагается использование полнокомплектного оборудования для осложненных условий производства.



3. Специальная часть

3.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов Тямкинского месторождения

Согласно действующему проектному документу («Технологическая схема опытно-промышленной разработки» от 2010 г.) на Тямкинском месторождении выделен один объект разработки - залежь нефти пласта Ю_3-4.

По данным ОПЗ 2012 года количество подсчётных объектов в пределах месторождения не изменилось, каких-либо новых залежей углеводородов не выявлено. Представление о геологическом строении Ю_3-4 в плане гидродинамической связности залежи также изменений не претерпело.

Таблица 3.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных отложений Тямкинского месторождения

Параметры	Значение
Средняя глубина залегания пласта (абс. отм), м	2756
Тип залежи	пластовая, сводовая
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. тонн	39951
Средняя общая толщина, м	34,8
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	10,9
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	1-5
Коэффициент пористости, д.ед.	0,15
Коэффициент нефтенасыщенноти ЧНЗ, д.ед.	0,61
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ. д.ед.	0,54
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед.	0,60
Проницаемость, 10 мкм2	16,5
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0,53
Коэффициент расчленённости, ед.	8
Начальная пластовая температура, t	93
Начальное пластовое давление, МПа	28
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	1,34
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,758
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,858
Абсолютная отметка ВНК, м	2859
Объёмный коэффициент нефти, д.ед.	1233
Давление насыщения нефти газом, МПа	14,9
Газовый фактор	97,2
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа·с	0,31
Плотность воды в поверхностных условиях кг/см3	1,012

Геолого-физическая характеристика пласта Ю_3-4 приводится в таблице 3.1. Карта нефтенасыщенных толщин представлена на рисунке 3.1.

3.2 Предлагаемые варианты разработки Тямкинского месторождения

На данный момент предлагается 3 варианта дальнейшей разработки продуктивного объекта Ю_3-4 Тямкинского месторождения.

После пересчёта запасов в 2012 году несколько изменились контуры залежи, а также поле нефтенасыщенных толщин. В вариантах учтены возникшие риски разбуривания краевых зон.

В ближайшие пять лет планируется доизучить западную часть залежи с помощью разведочной скважины 212Р, бурение которой намечено на 2021-2022 годы. По результатам чего, в первую очередь, будет уточнено положение ВНК. В дальнейшем эта скважина может быть включена в систему разработки объекта Ю_3-4. Данную скважину во всех вариантах планируется включить в систему разработки.

Во всех вариантах выборочно в наклонно-направленных скважинах планируется проведение повторных ГРП. В нагнетательных скважинах намечено выполнение кислотных обработок.

Рисунок 3.1 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Ю_3-4

Вариант 1

Наследует основные положения действующего проектного документа, т.е. предполагает создать обращённую 7-точечную систему разработки с расстоянием 500 метров между скважинами в центральной части залежи (преимущественно зона запасов категории Q), а в краевых зонах планируется применение горизонтальных скважин.

Общий фонд - 104 скважины:

добывающих - 68 (горизонтальных - 10, ЗБГС - 1);

нагнетательных - 33;

водозаборных - 3.

Фонд для бурения - 51 скважина (с учетом разведочной скважины 212Р): добывающих - 35 (горизонтальных - 10); нагнетательных - 16.

ЗБГС - 1.

Плотность сетки скважин - 35,7 га

Схем размещения проектных скважин по первому варианту дальнейшей разработки Тямкинского месторождения приведена ни рисунке 3.2.

Вариант 2

В первом варианте достигается КИН, но экономические показатели отрицательные. Для их улучшения во втором варианте проектные наклонно-направленные скважины в большинстве случаев заменены боковыми стволами. Преимущественно они расположены в зоне категории Q. Западная часть залежи разбуривается самостоятельным фондом с горизонтальными скважинами.

Общий фонд - 69 скважин:

добывающих - 43 (горизонтальных - 9, ЗБГС - 1);

нагнетательных - 23;

водозаборных - 3.

Фонд для бурения - 16 скважин (с учетом разведочной скважины 212Р):

добывающих - 10 (горизонтальных - 9);

нагнетательных - 6.

ЗБС - 36.

Плотность сетки скважин - 35,7 га.

Схем размещения проектных скважин по второму варианту дальнейшей разработки Тямкинского месторождения приведена ни рисунке 3.3.

Рисунок 3.2 - Схема размещения проектного фонда по варианту 1

Рисунок 3.3 - Схема размещения проектного фонда по варианту 2

Вариант 3

В варианте 3 экономическая эффективность повышена за счёт замены наклонно-направленных боковых стволов горизонтальными. Западная часть залежи, как и в первых двух вариантах, разбуривается самостоятельным фондом с горизонтальными скважинами.

Общий фонд - 69 скважин:

добывающих - 43 (горизонтальных - 9, ЗБГС - 19); нагнетательных - 23; водозаборных - 3.

Фонд для бурения - 16 скважин (с учетом разведочной скважины 212Р): добывающих - 9 (горизонтальных - 9); нагнетательных - 7.

Плотность сетки скважин - 35,7 га.

Схем размещения проектных скважин по второму варианту дальнейшей разработки Тямкинского месторождения приведена ни рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - Схема размещения проектного фонда по варианту 2

Таблица 3.2 - Сравнительная характеристика дальнейших вариантов разработки продуктивного объекта Ю_3-4 Тямкинского месторождения

Характеристики показателей разработки	Объект Ю3-4
	I	II	III
Режим разработки	упруго-водонапорный
Система размещения скважин	Семиточечная, ГС	Семиточечная, ГС, ЗБС	Семиточечная ГС, ЗБГС
Расстояние между скважинами	500	500	500
Плотность сетки, га/скв.	35,7	35,7	35,7
Коэффициент охвата вытеснением, д.ед.	0,539	0,539	0,539
Соотношение скважин, добывающих/нагнетательных	2,1/1	1,9/1	1,9/1
Забойное давление скважин, МПа
добывающих	5	5	5
нагнетательных	15	15	15
Предельная обводнённость при отключении добывающих скважин, %	98,0	98,0	98,0

Обоснование агентов воздействия на пласт и способов поддержания пластового давления

Для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений необходимо поддерживать энергетику пласта и закачивать агенты для вытеснения нефти. С этой целью, как правило, используют заводнение, эффективность которого регулируют путем оптимизации плотности сетки нагнетательных скважин, адаптации системы заводнения к структуре остаточных запасов, регулированием режимов работы нагнетательных скважин и применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Различают следующие технологии заводнения: непосредственно закачка воды и закачка воды с добавлением химических реагентов, обеспечивающих увеличение коэффициента вытеснения нефти и увеличение охвата пласта заводнением: полимерное, щелочное и мицеллярное заводнение, водогазовое воздействие и т.д.

При закачке воды в пласт следует учитывать негативные последствия, которые может оказывать нагнетаемая вода. К таким последствиям относятся: кольматация порового пространства мехпримесями и нефтепродуктами, закачиваемыми с водой; набухание глинистых минералов; отложение солей при смешении пластовых и закачиваемых вод и т.д.

Согласно принятым проектным решениям, для интенсификации добычи нефти на месторождении осуществляется поддержание пластового давления закачкой воды в пласт. Закачка воды на Тямкинском месторождении ведется с 2011 года. По состоянию на 01.01.2014 г. в пласт Ю3-4 закачано 1101 тыс.м воды.

В качестве источника воды для закачки используется подтоварная вода с ЦПС Тямкинского месторождения. На ранней стадии формирования системы ППД применялась подземная вода сеноманского горизонта. В качестве предпочтительных рабочих агентов для водоснабжения системы ППД в дальнейшем рекомендуется подтоварная вода как наиболее близкий по физикохимическим свойствам к пластовым флюидам агент.

Подбор вытесняющего агента для данного месторождения является критичным вопросом. Даже при небольшой интенсивности солеобразование при контакте закачиваемой фазы с пластовой приводит к существенному засорению ПЗП и ухудшению технологических параметров работы скважин, вплоть до полной потери приемистости.

Обоснование выбора системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин

При формировании вариантов разработки Тямкинского месторождения основным критерием эффективности является обеспечение максимального коэффициента извлечения нефти из недр на основе применения современной техники и технологии при положительной экономической оценке.

За основу во всех вариантах принята обращённая семиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м.

Данная схема использовалась в предыдущих проектных документах и в центральной части эксплуатационного объекта в ЧНЗ по факту уже реализована. За исключением краевых зон, данная система является эффективной и все годы, за исключением 2013-го, позволила выполнять проектный уровни добычи нефти.

Планирование дальнейшей разработки месторождения на данный момент затруднено по причине необходимости проведения разведочных работ в зоне С2. Она вызвана, в свою очередь, тем, что требуется уточнить характер распространения коллекторских свойств пласта, а также истинное положение ВНК. Дело в том, что при эксплуатационном бурении была выявлена тенденция ухудшения ФЕС при уходе в краевые районы. По данным ГДИ наблюдается потеря эффективности коллектора в 1,5-2 раза. По технологическим показателям эксплуатационный фонд чётко разделяется на две группы. Краевые скважины работают ощутимо хуже центральных.

Кроме того, как минимум в четырёх скважинах по ГИС обнаружены водонасыщенные пропластки, верхние из которых находятся на абсолютной отметке -2830 м при утверждённой отметке ВНК -2859 м.

Данные обстоятельства ставят под сомнение целесообразность дальнейшего разбуривания площади по ранее утвержденной схеме. Учитывая возможные риски, наиболее эффективной на прогноз в неразбуренных районах представляется технология горизонтального бурения с применением очаговоизбирательного заводнения, организуемого с помощью наклонно-направленных нагнетательных скважин.

Обоснованием для использования данной технологии является и положительный опыт применения горизонтальных скважин на, относительно близко расположенных, одновозрастных отложениях Усть-Тегусского месторождения, также входящего в Уватскую группу.

Для выработки запасов нефти из краевых зон, а также в качестве мероприятия по реанимации ряда скважин с низкими технологическим показателями наиболее предлагается использование зарезок боковых горизонтальных стволов.

Данные мероприятия обеспечат высокий охват залежи процессом разработки и позволят повысить эффективность системы с тем, чтобы обеспечить отбор всех извлекаемых запасов нефти.

3.3 Технологические показатели разработки по вариантам

Технологические показатели разработки получены в результате гидродинамических расчетов по вариантам разработки единственного эксплуатационного объекта Тямкинского месторождения Ю_3-4 в соответствии с заданными исходными характеристиками.

Вариант 1

Реализация обращённой семиточечной системы разработки в разбуренной части залежи и горизонтальных скважин на краевых участках (ПСС 35,7 га/скв) позволит достичь КИН - 0,290 за 63 года. Накопленная добыча нефти к концу разработки составит 7750 тыс. т, жидкости - 29214 тыс. т, в пласт будет закачано 33370 тыс. м³ воды.

Максимальный уровень добычи нефти будет достигнут в 2029 году - 258,3 тыс. т, жидкости в 2031 году - 732,4 тыс. т, закачки воды в 2031 году - 885,9 тыс. м³. Коэффициент охвата воздействием - 0,539.

Вариант 2

Реализация на залежи обращённой семиточечной системы разработки (с боковыми стволами и горизонтальным фондом в С₂) с плотностью сетки 35,7 га/скв позволит достичь КИН - 0,290 за 90 лет.

Накопленная добыча нефти к концу разработки составит 7746 тыс. т, жидкости - 35533 тыс. т, в пласт будет закачано 40270 тыс. м³ воды.

Максимальный уровень добычи нефти будет достигнут в 2022 году - 255,9 тыс. т, жидкости в 2037 году - 577,5 тыс. т, закачки воды в 2027 году - 697,7 тыс. м³ . Коэффициент охвата вытеснением - 0,539.

Вариант 3

Реализация на залежи обращённой семиточечной системы разработки с горизонтальными скважинами с боковыми горизонтальными стволами с плотностью сетки 35,7 га/скв позволит достичь КИН - 0,290 за 72 жидкости - 33914 тыс. т, в пласт будет закачано 38565 тыс. м³ воды.

Максимальный уровень добычи нефти будет достигнут в 2022 году - 255,9 тыс. т, жидкости в 2044 году - 577,8 тыс. т, закачки воды в 2030 году - 686,6 тыс. м³. Коэффициент охвата вытеснением - 0,539.

На рисунках 3.5-3.8 представлены динамики технологических показателей разработки объекта Ю_3-4 по вариантам.

Рисунок 3.5 - Прогнозируемая динамика добычи нефти по объекту Ю_3-4 Тямкинского месторождения

Рисунок 3.6 - Прогнозируемая динамика добычи по объекту Ю_3-4 Тямкинского месторождения

Рисунок 3.7 - Прогнозируемая динамика обводненности по объекту Ю_3-4 Тямкинского месторождения

Рисунок 3.8 - Прогнозируемый КИН по объекту Ю_3-4 Тямкинского месторождения.



Заключение

Тямкинское нефтяное месторождение было открыто в 2004 году. В промышленную разработку и в промышленную эксплуатацию данное месторождение было введено в 2010 году. В настоящее время в разработке находится один единственный продуктивный объект Ю_3-4.

В настоящее время Тямкинское месторождение находится в стадии максимальной пиковой добычи углеводородов и отмечается тенденция постепенного снижения. На данный момент реализовано 52 % проектного фонда (53 скважины из 101).

По объекту Ю_3-4 наблюдается удовлетворительное выполнение основных проектных показателей за последние 5 лет разработки, кроме 2013 года.

В данной выпускной квалификационной работе для дальнейшего доразбуривания западной части Тямкинского месторождения и краевых зон на предлагается 3 варианта раработки.

Низкая эффективная толщина пласта в водонефтяной зоне диктует необходимость использования вертикальных скважин для разработки западной части месторождения во всех предлагаемых вариантах.

Вовлечение краевых зон в разработку предлагается осуществлять иррегулярным расположением добывающих скважин в первом варианте, зарезкой боковых стволов во втором варианте и зарезкой горизонтальных боковых стволов в третьем варианте. Утвержденным на данный момент является 3 вариант, подразумевающий разработку краевых зон с помощью ЗБГС и разработку западной части месторождения иррегулярной сеткой горизонтальных скважин.



Список использованных источников

1. Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин. - М.: Недра, 1975.

2. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. - М.: Недра, 1971.

3. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1989.

4. Бойко В.С. Разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1990.

5. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование: Справочник. - М.: Недра, 1990.

6. Гавур В.Е. Геология и разработка крупных месторождений России. - М.: Недра, 1996. - 339 с.

7. Гейер В.Е., Рабинович М.С. Гидравлика. - М.: Недра, 1987. - 314 с.

8. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1984г. - 249 с.

9. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986. - 240 с.

10. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. - М.: Недра, 1991г. - 384 с.

11. Ивановский В.Н. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М ГУП Изд-во «Нефть и пи» РГУ нефти и газа им И М Губкина, 2002.

12. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. - Уфа.: ДизайнПолиграфСервис, 2001. - 544 с.

13. Маринин Н.С., Каган Я.М., Саватеев Ю.Н., Федорищев Т.И. Совершенствование технологических схем сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири. - М., ВНИИОЭНГ, 1983г. - 46 с.

14. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989. Под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова. Т.III

15. Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г., Латыпов А.Р., Хисамутдинов А.И. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4т. / Сбор и подготовка промысловой продукции. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994г. -149 с.

16. Муравьев В.М. Справочник по добыче нефти и газа. - М., Издательство Недра, 1988г. - 384 с.

17. Оленев Л.М., Миронов Т.П. Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО. - М., ВНИИОЭНГ, 1994г. - 33 с.

18. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96).

19. «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по пласту Ю3-4 Тямкинского месторождения, расположенного на юге Тюменской области» (протокол №18/953 ГКЗ от 17.12.2012).

20. Разработка нефтяных месторождений [Текст]: учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». / Ю. П. Желтов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1998. - 366 с.

21. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений [Текст] / Л. П. Дейк; ред. Э. М. Симкин. - М.: Премиум Инжиниринг, 2009. - 548 с.

22. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов [Текст]/ М. Л. Сургучев. - М.: Недра, 1985. - 308 с.

23. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов [Текст]/ Р. М. Батлер; пер. с англ. А. А. Козин ; под ред. М. Н. Кравченко. - М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований; М.: Регулярная и хаотическая динамика, 2010. - 536 с.

24. Геология и разработка нефтяных месторождений [Текст]/ Гипровостокнефть; отв. ред. А. Л. Капишников. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 257 с.

25. Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях (на примере Хохряковского и Ершового месторождений) [Текст]: автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / А. С. Тимчук; ТюмГНГУ. - Тюмень, 2007. - 27 с.

26. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами [Текст]/ В. С. Евченко [и др.]; под ред. Ю. М. Маркова. - М.: Недра, 1986. - 278 с.

27. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения [Текст] / Г. Г. Вахитов [и др.]. - Москва: Недра, 1982. - 229 с.

28. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений (введён в действие 01.03.2002 г.).

29. Материалы форума ПАО "НК "Роснефть" "Практические сложности и достижения при применении многостадийного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным заканчиванием". Москва 2015 г. - 24 с. презентации.

30. Факторный анализ показателей скважин ЗБС с МГП. ООО "РН-УватНефтегаз". Тюмень, 2017 г. - 12 с.

31. Отчеты ООО "РН-УватНефтегаз"."Анализ эффективности ГТМ" с фактом 12 месяцев, 2018 год

32. Перезентация ООО "РН-УватНефтегаз"."Отчет о деятельности ООО "РН-Юганскнефтегаз" за 2017 год с фактом 9 месяцев.

33. Отчет ООО "РН-УватНефтегаз". "Движение нефтяного фонла" по состоянию на 01.01.2017г.

34. Промысловые сведения из программы "OIS-ремонты" об выполненных ремонтах КРС на скважинах ООО "РН-УватНефтегаз".

35. Стариков Н.В. и Пищулин А.А."Геологические работы на поисковой скважине №221 Северо-Тямкинского месторождения. Результаты проведения работ ВСП."; Дополнительные сведения: СОМГЭИС, ООО "АЛЬТГЕО"; Геофизические исследования в скважинах; нефть г. Новосибирск, 2015г. - 73 с.

36. Катаев А.А. и Маклаков Е.А. "Проект поисково-оценочных работ на Пихтовом поисковом блоке"; г. Тюмень, 2014г. Дополнительные сведения: ТННЦ; Планирование и экономика; нефть. тбмень 2014 - 124 с.

Размещено на Allbest.ru

...