Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть"

В таблице 5 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти. По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 - С5Н12 - 16-17%.

Характерно преобладание нормальных углеводородов над их изомерами.

Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.

Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходом фракций до 350С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

Технологический шифр нефтей Муравленковского месторождения - IТ1П2.

Таблица 5. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Муравленковского месторождения.

Пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу (см. таблицу 1.5.4). Минерализация воды пласта БС11 колеблется от 11,1 г/л до 21,7 г/л, общая минерализация составляет 13,72 г/л. Плотность равна 1009 кг/м3.

Общая минерализация воды пласта БС10-1 составляет14,68, а плотность 1009 кг/м3. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикарбоната. Вода продуктивных горизонтов несовместима с пресными водами.

Таблица 6. Свойства и состав пластовой воды Муравленковского месторождения.

1.6 Режим залежи

Режимом разработки Муравленковского месторождения является упруговодонапорный.

При упругом режиме в начальный период вода, нефть, скелет породы находятся под действием высокого пластового давления, сжаты и обладают некоторым запасом энергии. При вводе в эксплуатацию добывающей скважины происходит снижение пластового давления в ближайшей к забою зоне пласта. При снижении давления объём порового пространства уменьшается за счёт расширения скелета породы-коллектора. Всё это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину. Дальнейший отбор жидкости приводит к расходованию запаса упругой энергии во все более удалённые зоны пласта. Сжимаемость пород-коллекторов невелика, но при большом объёме водоносной части пласта упругий запас может быть настолько значительным, что по эффективности и внешнем проявлении упругий режим разработки будет близок к водонапорному.

1.7 Конструкция скважин

Для определения количества обсадных колонн, глубин их спуска и высоты подъема тампонажного раствора необходимо исходить из условий обеспечения нормального бурения скважин до проектной глубины, вскрытия продуктивных горизонтов, охраны недр и пресноводного комплекса.

На основании вышеизложенного предлагается следующая конструкция скважины:

Эксплуатационная колонна Д=146 мм спускается на глубину 1544 м для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и проведения испытаний эксплуатационных объектов. Эксплуатационная колонна спускается одной секцией и цементируется в две ступени с установкой муфты ступенчатого цементирования МСЦ1-146. Подъем тампонажного раствора за колонной предусматривается до устья. Бурение ведется долотом Д=215,9 мм. До начала работ по вызову притока устье скважины оборудуют фонтанной арматурой, рассчитанной на рабочее давление 35 МПа.

Кондуктор Д= 219,1 мм спускается на глубину 620 м с целью закрепления обваливающихся пород в интервале 40-600 м, перекрытия поглощающего и водопроявляющего горизонтов в интервале 100-110 м. Бурение под кондуктор ведется долотом Д=393,7 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья. На колону устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных привентора на рабочее давление 21 Мпа). Глубина установки башмака кондуктора рассчитана из условия предупреждения гидроразрыва при ликвидации нефтепроявлений.

Кондуктор Д= 219,1 мм спускается на глубину 620 м с целью закрепления обваливающихся пород в интервале 40-600 м, перекрытия поглощающего и водопроявляющего горизонтов в интервале 100-110 м. Бурение под кондуктор ведется долотом Д=393,7 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья. На колону устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных привентора на рабочее давление 21 Мпа). Глубина установки башмака кондуктора рассчитана из условия предупреждения гидроразрыва при ликвидации нефтепроявлений.

Направление Д=273 мм спускается на глубину 40 м для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами, перекрытия поглощающих горизонтов в интервалах 10-15, 20-25 м и для надежной изоляции пресноводного комплекса. Бурение под направление ведется долотом Д=490 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Основные показатели работы фонда скважин по Муравленковскому месторождению

Текущее состояние фонда скважин Муравленковского месторождения представлено в таблице 2.1.1.

На 1.01.2004 г. фонд месторождения состоит из 1763 скважин, из них в добывающем фонде 1471 (в том числе 28 нагнетательных в отработке на нефть), в нагнетательном фонде - 292. Основная часть фонда - 87% скважин - эксплуатирует запасы нефти пласта БС11, который является основным объектом разработки. Доля совместных скважин в общем фонде месторождения незначительна и составляет 5%.

Практически весь действующий фонд скважин месторождения механизирован, скважины эксплуатируются при помощи установок ЭЦН, которыми оборудованы 80,8% скважин и установок ШГН (14,5%), только 2 скважины объекта БС10-2 работают фонтанным способом.

В действующем фонде - 598 скважин. Значительное количество добывающих скважин (60%) находятся в пассивном фонде: бездействующий фонд составляет 409 скважин, в консервации находится 370 скважин, в освоении - 6, пьезометрических и контрольных - 58 скважин, ликвидировано - 30. Доля бездействующих и законсервированных скважин по сравнению с предыдущим годом не изменилась и составляет 53%.

Коэффициент эксплуатации добывающих скважин составляет 96%, что практически соответствует уровню предыдущего года.

Простаивают скважины, в основном, по техническим причинам - аварии промыслового оборудования.

Коэффициент использования добывающего фонда скважин достаточно низкий и составляет 59%, это значение также практически соответствует уровню предыдущего года. В бездействующем фонде скважины находятся по следующим причинам: аварии промыслового оборудования - 39% скважин, высокая обводненность - 22%, негерметичность обсадной колонны - 11% скважин, малодебитность - 15%, и другие причины (заморожен коллектор, перевод в другой фонд и т.д.) - 12%.

В нагнетательном фонде месторождения на 1.01.2004 год числится 216 действующих скважин. В пассивном фонде 76 нагнетательных скважин (26% от общего фонда), в том числе: в бездействии - 49 скважин, в освоении -12, в консервации - 8, ликвидировано - 7.

Коэффициент использования нагнетательного фонда составляет 78%, коэффициент эксплуатации - 84%, это немногим выше значений предыдущего года (76 и 80%, соответственно).

Причиной простоя и бездействия нагнетательных скважин является, в основном, перевод их под циклическую закачку, кроме того скважины бездействуют по причине аварий промыслового оборудования, заколонных перетоков воды и др.

По сравнению с 2002 годом действующий фонд добывающих скважин уменьшился на 19 скважин (с 617 скважин в 2002 году до 598 в 2003 году), в основном, за счет перевода в консервацию. Действующий фонд нагнетательных скважин по сравнению с 2002 годом увеличился на 18 скважин и составил 216 скважин.

Таблица 7. Состояние фонда скважин Муравленковского месторождения

Страницы: 1, 2, 3, 4