Оптимизация работы низкодебитных скважин на Западно-Варьеганском месторождении.

ВВЕДЕНИЕ 4
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 5
1.1. Геологическая характеристика Западно-Варьеганского месторождения 5
1.2. Геолого-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 15
1.3. Свойства и состав нефти, газа и воды 21
1.4. Запасы нефти и газа 24
Выводы 24
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 26
2.1. Текущее состояние разработки Западно-Варьеганского месторождения 26
2.2. Характеристика фонда скважин 29
2.3. Анализ эффективности применяемых методов увеличения нефтеотдачи пластов 41
2.4. Анализ работы добывающего фонда скважин 47
2.5. Межремонтный период работы скважин оборудованных УЭЦН 55
2.6. Основные причины отказов УЭЦН 55
2.7. Мероприятия по борьбе с осложнениями на скважинах 59
2.8. Рекомендации по эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях 64
2.9. Предложения по повышению эффективности работы УЭЦН на Западно-Варьеганском месторождении 67
2.10. Определение технологической эффективности при применении технологии КЭС 69
2.11. Обеспечение требований промышленной безопасности при проведении проектируемых работ 72
Выводы 77
3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 81
3.1. Определение экономической эффективности при внедрении КЭС 81
3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта 82
3.3. Расчет экономических показателей проекта 82
3.4. Показатели технико-экономической эффективности 84
Выводы 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 86
ЛИТЕРАТУРА 89

Весь текст будет доступен после покупки

Ухудшение структуры запасов нефти за последние полтора десятилетия привело к снижению дебитов скважин, усложнению условий их эксплуатации, что, в свою очередь, вызвало снижение объемов добычи нефти, сокращение межремонтного периода (МРП) и срока службы добывающего оборудования, увеличение стоимости оборудования специального исполнения. Переход к использованию малопроизводительного оборудования сопровождается ростом удельных энергозатрат на добычу нефти. Следствием данных процессов является неуклонное снижение рентабельности добычи нефти.
Применяемые в настоящее время способы повышения рентабельности нефтедобычи направлены, как правило, на улучшение одного из упомянутых факторов, часто - в ущерб другому. В работе предлагается способ кратковременной эксплуатации добывающих нефтяных скважин погружными центробежными насосными установками с электроприводом (УЭЦН) позволяетодновременно улучшить все основные составляющие рентабельности добычи нефти.
С технической точки зрения, способ кратковременной эксплуатации скважин (КЭС) УЭЦН являетсяобъединением известных способов
механизированной эксплуатации скважин.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1. Геологическая характеристика Западно-Варьеганского месторождения
Западно-Варьеганское месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 150 км севернее г.Нижневартовска и в 45 км северо-западнее г.Радужного. [1,2]
Ближайшие разрабатываемые месторождения – Северо-Варьеганское (30 км) и Повховское (40 км).
Стратиграфия
В геологическом строении месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезо-кайнозойского чехла.
Тектоника
В тектоническом отношении Западно-Варьеганское месторождение находится в пределах Ампутинского мегапрогиба – отрицательной структуры первого порядка. С востока площадь месторождения примыкает к Варьеганско-Тагринскому мегавалу. В пределах мегапрогиба выделяется Западно-Варьеганский вал – структура второго порядка, осложненная локальными поднятиями третьего порядка. Западно-Варьеганское месторождение приурочено к Западно-Варьеганскому локальному поднятию, представляющему брахиантиклинальную складку скверно-восточного простирания. По замыкающей изогипсе – 2900 м (горизонт Б) поднятие имеет размеры 7,5 х 3,75 км, амплитуду 38 м, углы наклона: С-З – 0о40’; Ю-З - 0о43’; Ю-В - 1о16’ и С-В - 1о26’.
По вышележащим отложениям вверх по разрезу крутизна крыльев и амплитуда уменьшается. Структура выполаживается.
В районе месторождения верхний слой современной мерзлоты достигает 25 м и встречается в виде небольших островов на фоне теплых грунтов. Второй слой древней мерзлоты охватывает отложения атлымской, тавдинской и других свит – глубина 300-350м.
Нефтегазоносность
Этаж нефтегазоносности Западно-Варьеганского месторождения охватывает комплекс осадочных пород от среднеюрского до верхнемелового возраста и составляет около двух километров. Промышленно продуктивными являются пласты ЮВ2, ЮВ1 (тюменская свита), средняя глубина залегания 3100 м и 3010 м соответственно; пласты ачимовской пачки, средняя глубина залегания 2820 м; пласт БВ10 (мегионская свита), средняя глубина залегания 2720 – 2735 м.
Пласт ЮВ1(1)
По пласту ЮВ1(1) выделяются 4 залежи.
Залежь 1 приурочена к двум локальным поднятиям: Западно-Варьеганскому и Восточно-Сардаковскому. Эксплуатационным бурением вскрыта на Западно-Варьеганском поднятии (т.н. 1 купол Западно-Варьеганского месторождения). Тип залежи – литологически экранированный, газонефтяной. Размеры залежи 16 х 15 км, высота в среднем 50 м.
Газовая шапка выделена в сводовой части 1-го купола. Положение газо-нефтяного контакта определено по результатам промысловых испытаний гидродинамических исследований скважин и исследований глубинных проб пластовых нефтей, проведенных в 1994 году (автор Г.М.Ярышев). Обоснованная в ТЭО КИН отметка ГНК – 2930 м. Утвержденная ГКЗ – 2916 м (16.05.96 г. протокол №378).
Уровень ВНК в целом по залежи составляет – 2960 + 5м. Ширина водонефтяных зон колеблется от первых десятков до 2000 м, газонефтяных – от 250 до 2000 м соответственно. Нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 0,8 м (скв.183Р) до 12,4 м (скв.199Р). Газонасыщенные – от 0,8 м (скв.217) до 8,4 м (скв.56).

Весь текст будет доступен после покупки

1. Долгих М.Е. “Технологическая схема разработки Западно-Варьеганского месторождения” , Тюмень, 1996 г.
2. Гиматутдинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, - Москва, “Недра” 1983г.
3. Кудинов, В.И. Методы повышения производительности скважин. / В.И. Кудинов, Б.М. Сучков.- Самара: Кн. изд., 1996. - 414 с.
4. Кудинов, В.И. Основы нефтегазопромыслового дела/ В.И Кудинов.- М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 720 с.
5. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учебное пособие. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 312 с.
6. Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях. – Нефтяное хозяйство. – 2002.-№4. С.62-64.
7. Виденеев В.И. Улучшение показателей работы насосных скважин при совместном проявлении механических примесей и асфальтосмолопарафинов. - Нефтяное хозяйство. – 2002.-№1. С. 50-53.
8. Айткулов А.У. Анализ эксплуатации скважин месторождения Каражанбас в условиях пескопроявления. - Нефтяное хозяйство. – 200.-№4. С. 26-29.
9. Материалы VII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». – Альметьевск, 1997 г.
10. Борхович С.Ю. Методические указания к выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной форм обучения специальности 090600 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Ижевск: Изд-во «Удмуртский университет», 2013. 125 с.

Весь текст будет доступен после покупки