Оптимизация работы скважин, оборудованных установками электроцентробежный насосов в условиях Верхнечонского нефтегазоконденастного месторождения
Введение
Необходимость создания погружных электроцентробежных насосов была
продиктована интенсификацией добычи нефти, требовался насос с большими подачей и напором, который имел бы небольшие поперечные размеры и мог бы размещаться в узких скважинах. В таких условиях наиболее рациональным является многоступенчатый насос центробежного типа.
Компоновка с поверхностным приводом через колонну штанг, таким как
у ШСНУ, была не приемлема, что послужило толчком к созданию погружного
двигателя высокой мощности. Рациональным решением был погружной электродвигатель с подводимым с поверхности по кабелю питанием. Для защиты двигателя от попадания в него пластовой жидкости, были созданы различные типы уплотнительных устройств, к наиболее распространённым относятся торцевые и лабиринтные уплотнительные секции. В ходе своего многолетнего развития и усовершенствования установка погружного электроцентробежного насоса не претерпела значительных изменений в устройстве. Тенденция развития определ
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 6
1 Геологическая характеристика месторождения 7
1.1 Краткая характеристика месторождения 7
1.2 Структурно–тектонические строение 9
1.3 Литолого–стратиграфическая характеристика разреза 16
1.4 Нефтегазоносность месторождения 26
1.5 Сведения о подсчете запасов углеводородов 34
1.6 Факторы, осложняющие геологическое строение разреза месторождения 35
2. Характеристика состояния разработки ВЧНГКМ 39
2.1 Динамика основных технологических показателей разработки месторождения в целом 39
2.3Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов 41
3.Оптимизация работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов 47
3.1 Оборудование электроцентробежной установки 47
3.2 Обоснование способа и технологических параметров эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования 62
3.3 Описание программы подбора УЭЦН к скважине 68
3.4 Подбор установки электроцентробежных насосов 71
4. Оценка экономической эффективности 88
5. Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды 95
5.1 Основные опасные и вредные производственные факторы 95
5.2 Технические требования к средствам индивидуальной защиты и рабочему инструменту 97
5.3 Противопожарные мероприятия и электробезопасность 100
5.4 Мероприятия по охране недр и окружающей среды 102
Заключение 104
Список литературы 105
Графическое приложение 1 – Схема разломов на Верхнечонском месторождении 106
Графическое приложение 2 – Установка электроцентробежных насосов 107
Графическое приложение 3 – Общий вид электродвигателя 108
Графическое приложение 4 – Зависимость допустимого давления на приеме ЭЦН от обводненности продукции скважин Верхнечонского горизонта 109
Графическое приложение 5 – Характеристика насоса ЭЦНМ5-50-1700 110
Список литературы
1. Гурова Т.И., Чернова Л.С., Богданова В.Н. (и др.) Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы // М.: Недра, 1988.-254 с.
2. Herron M.M., Matteson A. Elemental Composition and Nuclear Parameters of Some Common Sedimentary Minerals,” Nuclear Geophysics, 1993, Vol. 7, No. 3, pp 383–406
3. Воробьѐв В.С., Вилесов А. П. Модель формирования верхнечонского продуктивного горизонта венда (Восточная Сибирь) // Нефтяное хозяйство. – 2012. – №10. – С. 38-43
4. ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Дополнение к технологических схеме разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, книга 2. – 2018 – с.101-141
5. ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Дополнение к технологических схеме разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, книга 1. – 2019 – с.120-125
6. ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Дополнение к технологических схеме разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, книга 2. – 2020 – с.50-69
7. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. – М.:Недра, 1965.-266-272с.
8. Справочник по нефтепромысловому оборудованию / Под ред. Е.И.Бухаленко.М: Недра, 1983 – 384 - 399с
9. ГОСТ 12.0.003-74. ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификция.
10. ГОСТ 12.4.011-87. ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.
11. ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Дополнение к технологических схеме разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, книга 3. – 2020 – с.155-158
При испытании скважины 54 в притоке нефти отмечается повышенное содержание газа. Это может быть объяснено наличием выше интервала перфорации газонасыщенных коллекторов.
В скважине 201 в результате испытания интервала перфорации 1671,0–1693,0 м (а.о. –1233,3–1255,1 м) получен аварийный приток газоконденсатной смеси.
В период после подсчета запасов в эксплуатационных скважинах 648 и 1000 были проведены поинтервальные испытания MDT (Табл. прил.3.4.). По данным MDT и с учетом выделения коллекторов в скважине 648 газонефтяной контакт выделяется по подошве газонасыщенного коллектора на а.о. –1240,6.
При проведении MDT в скв. 1000 пробы свободного газа были отобраны выше принятого ГНК (на а.о. –1234,8 м), пробы нефти – ниже (на а.о. –1246,3 и –1244,5 м).
ГНК в районе скв. 51 определен на а.о. –1240,6 м.
Газонефтяная залежь в районе скв. 3Р изучена 18 разведочными скважинами и 21