Анализ работы и оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении

 

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

филиал в г. Нижневартовске

 

 

Кафедра «Нефтегазовое дело»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

по дисциплине: «Разработка нефтяных месторождений»

на тему: «Анализ работы и оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении»

 

 

 

 

 

 

 

 

     Выполнил:                                        

     студент гр. ЭДНб-11                    Мелюхин А.А.  

 

     Проверил:      

     к.т.н., доцент                    Сабитов Р.Р.

 

 

 

г. Нижневартовск, 2014 г.

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

                         стр.

 

Введение             3

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ             4

1.1 Географическое  расположение             4

1.2 История освоения месторождения                                            6

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов         8

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов                      14

2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ      19

2.1 Анализ показателей разработки Южно-Ягунского                             месторождения                                                                                   19             

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин    22

2.3 Анализ выполнения проектных решений                                      27                                                                                

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ                            32

3.1 Анализ геолого-технических мероприятий по месторождению    32

3.2 Анализ технологических показателей фонда скважин, оборудованных УЭЦН                                                                        33

3.3 Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН             35

3.4 Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок        37

3.5 Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН            39

ЗАКЛЮЧЕНИЕ            41

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ       42

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Западно-Сибирская провинция – наиболее крупная из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.

 Западно-Сибирская провинция  занимает ведущее место в России  как по величине выявленных  в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню нефти и газа. Будучи самой молодой из провинций, имеющих развитую нефтедобывающую промышленность, она за короткий промежуток времени вышла на первое место по основным показателям. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих – более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.

 Отличительной особенностью  сырьевой базы Западно-Сибирской  нефтегазоносной провинции является  наличие большого числа крупнейших  месторождений. К настоящему времени здесь выявлены и разрабатываются такие месторождения-гиганты как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское. Быстрый ввод крупнейших месторождений в промышленную разработку явился определяющим фактором, позволившим в рекордно короткие сроки создать на территории Западной Сибири мощный нефтедобывающий комплекс. 

 Опыт показал, что для увеличения  эффективности и надежности работы  УЭЦН, извлечения дополнительной  нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

1. Географическое  расположение

 

Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района и расположено в северо- восточной части города Сургута, в 75 км от него и в 60 км на юго-запад от города Ноябрьска. В непосредственной близости от месторождения проходят железная дорога Сургут - Уренгой и трасса газопровода Уренгой - Челябинск.

В орогидрофическом отношении рассматриваемый район представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов, абсолютные отметки которой колеблются от 110...120 км на севере, до 70...75 км на юге. Гидрографическая сеть представлена реками субмеридиального направления:

• Ингу-Ягун,
• Кирил-Выс-Мун,
• Глунг-Ягун и другие.

Для них характерны меандры, большое количество стариц и мелких притоков, песчаных перекатов и завалов леса. Первая и вторая надпойменные террасы достигают высоты соответственно 8 и 15 м. Ширина рек колеблется от 5-10 до 30 м, на 2 - 3 м.

 Реки покрываются льдом в третьей декаде октября, глубина промерзания рек 0,35 м до 1,0 м. В конце декабря лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается в середине мая.

Широко распространены болота и озера, которые являются составной частью грядковоозеркового комплекса микроландшафтов. В летнее время болота не проходимы для колесного транспорта, зимой часто встречаются не промерзшие участки (болотные речки "живуны"), что представляет собой значительные трудности для передвижения техники, при транспортировке оборудования, при строительстве буровых.

Заселенность площади составляет около 15% и находится в зоне средней тайги с преобладанием хвойных пород. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болота с отдельными островками карликового леса (сосна, береза).

Климат района резко континентальный с холодной, суровой зимой и коротким, но теплым летом. Среднегодовая температура зимой -23,20С, летом +16,10С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Толщина снежного покрова на отдельных участках не превышает 1,0 м, в заселенных местах до 1,2-1,6 м. Глубина промерзания составляет 1,3-1,7 м.

Рис. 1.1. Обзорная карта Южно-Ягунского нефтяного месторождения

 

Лето короткое, относительно теплое (среднемесячная температура +16,1С). Максимальная температура самого жаркого месяца – июля достигает +35 С. Количество атмосферных осадков в год составляет 482 мм, причем 75% приходится на теплое время года.

 Преобладающее направление ветров в теплый период – северное и северо-восточное, а в холодный – южное и юго-западное.

Район относится к слабо населенным, но с развитием нефтедобывающих и строительных работ за последние годы численность населения постоянно увеличивается за счет приезжающих из других областей и республик. Коренное население – ханты и манси.

На территории месторождения разведано 6 карьеров песков пылеватых, мелкой и средней крупности, что может быть использовано при строительстве дорог. Крупные месторождения песка, глин и песчано-гравийных смесей открыты в пределах Холмогорского месторождения и г. Ноябрьска.

На территории Южно-Ягунского месторождения имеется густая сеть внутри- и межпромысловых дорог, линий электропередач и трубопроводов различного назначения. Электроснабжение выполнено по высоковольтной линии ВЛ-110. На месторождении построены трансформаторные подстанции ПС 110/35,ПС 36/6.

Ближайшие месторождения:

• Когалымское,
• Холмогорское,
• Дружное.

 

2. История освоения месторождения

 

Основанием для постановки поисково-разведочного бурения на рассматриваемой площади послужило наличие положительной структуры, промышленная нефтеносность Когалымского, Савуйского, Фёдоровского и других соседних поднятий.

 Бурение на площади начато в конце 1971 года.. Первая поисковая скважина №51 была заложена в сводовой части Ягунской локальной структуры, выявленной в результате площадных сейсморазведочных работ. Целевым назначением скважины являлось изучение нефтегазаносности юрских и нижнемеловых отложений, уточнение геологического строения Ягунской структуры.

В Сургутском и смежных районах в процессе нефтепоисковых работ были выявлены крупные скопления нефти, связанные антиклинальными ловушками (Южно-Сургутское, Повховское, Фёдоровское, Дружное)

В конце декабря 1975 года был утверждён геологический проект глубокого бурения на Южно-Ягунской площади. Для решения поставленных задач проектом предусматривалось заложение 3-х глубоких поисковых скважин №83, №84, №85, расположенных профилем меридионального, секущим предполагаемую заливообразную зону распространения коллекторов пласта БС10.

Разведочное бурение на месторождении было начато в мае 1979 года. Бурение было сосредоточено в центральной части и Южной Ягунской структуры. Скважины располагались по двум профилям:

1.Сумберидионального простирания (скв. №54, №56, №57) проходит параллельно  оси Ягунского поднятия.

2.Субширотное направление и  ориентируется по оси структурного  выступа, осложняющего западное  крыло Ягунской структуры. Расстояние  между скважинами на профилях 2,5-9 км. Скважины меридионального профиля бурились последовательно с юга на север. В скважине №55, №84 при испытании пласта БВ8 получены притоки пластовой нефти. Это дало основание предположить в сводах локальных структур наличие небольших залежей нефти.

Стало ясно, что пласт ЮС1 не может являться базисным горизонтом разведки. Имеющийся материал дал основание базисным считать группу горизонтов БС10-11.

Результаты бурения скважин показали, что горизонт БС11 делиться на 2 пласта: БС11-1, БС11-2, а горизонт БС10 делиться на 2 пласта: БС10-1 и БС10-2.

Таким образом, в результате проведённых геологоразведочных работ открыто крупное месторождение нефти, которое находится в близи от разрабатываемых Повховского, Ватьёганского, Южно-Сургутского месторождений. Выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах, ЮС1,БС10-1, БС10-2, БС11-1, БС11-2.

 

 

3. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

 

Геологический разрез Южно-Ягунского месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований (рис. 1.2).

нефтяных (1), нефтегазовых (2), нефтегазоконденсатных (3)

Рисунок.1.2. Схема размещения месторождений Сургутского нефтегазоносного района

 

 Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоносность Сургутского НГР - одного из основных по запасам нефти в Западной Сибири, подтверждена открытием таких крупнейших месторождений, как Усть-Балыкское, Мамонтовское, Федоровское и др. Залежи нефти и газа открыты и разведаны в отложениях тюменской свиты (Федоровское, Тепловское), васюганской свиты (Когалымское), баженовской свиты (Малобалыкское, Соимлорское и др.), ачимовской толщи (Малобалыкское, Среднебалыкское, Нятлонгское, Суторминское), в группах пластов БС и АС мегионской и вартовской свит (Федоровское, Усть-Балыкское, Холмогорское, Лянторское и др.). Таким образом, этаж нефтегазоносности в рассматриваемом районе охватывает комплекс осадочных пород нижне-среднеюрско-апатского возраста и составляет 1,5-2 км. Из числа пробуренных на данный период, 19 скважин вскрыли юрские отложения, а одна - отложения палеозойского фундамента (скв.52, забой 3353м).

 На месторождении базисным объектом разработки является группа продуктивных горизонтов БС10 и БС11 (валанжин). Подчиненную роль имеет залежь пласта Ю (верхняя юра). Из ачимовской толщи (берриас-валанжин, пласты БС16 и БС18) получены небольшие притоки нефти и нефти с водой (соответственно скв.103 и 110), что указывает на ее нефтеносность.

На кривой геолого-статистический разрез (ГСР) в разрезе горизонта БС10 можно выделить два пласта (БС10-1 и БС10-2), тоже и в горизонте БС11, индексируемые как БС11-1 и БС11-2 Об особенностях взаиморасположения пластов можно судить по геологическим профилям (рис. 1.3) и (рис. 1.4):

1 – нефтенасыщенный песчаник; 2 – водонасыщенный песчаник; 3 – глинистые прослои

Рис. 1.3. Геологический профиль С – Ю пластов БС10 и БС11

 

Рис. 1.4 Геологический профиль З – В пластов БС10 и БС11.

 

Продуктивные горизонты БС11 и БС10 отделяются друг от друга пачкой глин толщиной 36 - 40 м. В горизонте БС11 выделяются пласты БС 11-1 и БС11-2, разделенные между собой глинистым прослоем, толщина которого колеблется от 1 до 10 м. Совмещение контуров нефтеносности этих пластов (рис. 1.5) показывает резкое уменьшение площади нефтеносности пласта БС11-1 по сравнению с пластом БС11-2.