Файл: Характеристика месторождения.docx

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.10.2023

Просмотров: 1211

Скачиваний: 9

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Studlancer.net - закажи реферат, курсовую, диплом! Введение Верхнеколик-Еганское месторождение является крупным активом ТНК-ВР. Из-за своего сложного строения считается уникальным. ОАО «Варьеганнефтегаз» прогрессивное, развивающееся предприятие применяющее на производстве новые техники технологии.Главным принципом ВНГ считается повышение объемов добычи, при этом безопасное и экологичное введение работ. В последнее время на предприятии наблюдается тенденция увеличения наработки на отказ. Этому способствовала оптимизация режима работы скважины, применене новых эффективных ингибиторов, повсеместная интеллектуализация добычи, полимерные покрытия НКТ и т.д.Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН. Характеристика месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении электроцентробежный насос месторождение геологическийВ административном отношении Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 225 км северо-восточнее районного центра г. Нижневартовска. (рис. 1.1)Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Ваховск (180 км), Колик-Еган (120 км), Ларьяк (150 км). Районный центр г. Нижневартовск является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. Рядом с месторождением находятся Бахиловское, Северо-Хохряковское, Сусликовское и Варынгское разрабатываемые месторождения.В орографическом отношении район месторождения расположен в центральной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне р. Вах и представляет собой сглаженную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +50 до +120 м, относительное расчленение достигает 65–70 м.Гидрографическая сеть представлена реками Колик-Еган, Сарм-Сабун, Лунг-Еган и другими более мелкими водотоками. Реки несудоходны. На юго-востоке имеются озера термокарстового происхождения, наиболее крупные из них Вереп-Эмтор и Васич-Эмтор.Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная, часты метели и снегопады. Мощность снежного покрова достигает 1,5 м. Безморозный период продолжается около 90 дней в году, а период устойчивых морозов в среднем 180 дней. Температура воздуха зимой достигает (-50ºС) – (-55ºС). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры, достигающие +30ºС.Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 500–550 мм. Из этого количества 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь.Уровень грунтовых вод колеблется от 0 до 25 м. Глубина промерзания почвы на открытых участках достигает 1,3–1,7 м.Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в южной геокриологической зоне, для которой свойственно существование реликтовой мерзлоты. Кровля ее залегает на глубинах от 70 м до 220 м, а подошва – от 100 м до 280 м. Толщина мерзлоты 30–60 м.В экономическом отношении район стал развиваться в связи с постановкой геологоразведочных работ, но степень его освоения была невысокой по сравнению с более южными частями Нижвартовского района. Плотность населения составляет менее 1 человека на 1 км2. Коренное население живет в небольших поселках по берегам рек и занимается традиционными видами промысла – охотой, рыболовством, оленеводством.Разведочные работы на месторождении проводились Вахской НГРЭ ПГО «Мегионнефтегазгеология», базирующейся в поселке Ваховск. Необходимое оборудование, материалы и технические средства завозятся на базу экспедиции из г. Тюмени как по железной дороге, так и водным путем по рекам Тура, Иртыш, Тобол и Обь в период навигации, который длится около 5 месяцев.Непосредственно на территории месторождения источниками временного водоснабжения служит река Колик-Еган с ее основными притоками Охорг-Игол и Лунг-Еган, а также озера, такие как Вереп-Эмтор, Колым-Эмтор и др. Вода в реках гидрокарбонатно-кальциевая. Обзорная карта района с указанием соседних месторождений1.2 История освоения месторожденияВерхнеколик-Еганское месторождение с уникальным этажом нефтяных, нефтегазовых и газовых пластов было открыто в 1986 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1990 году. Оно относится к числу крупных активов ТНК-ВР и обеспечивает более 75% добычи ОАО «Варьеганнефтегаз». В продуктивном разрезе месторождение имеет 62 пласта. Это одно из самых отдаленных месторождений предприятия, поэтому коллектив нефтепромысла трудится вахтовым методом.Потенциал этого месторождения продолжает оставаться высоким. Перспективы развития связываются с бурением новых скважин на основе уточняющего поисково-разведочного бурения, с наращиванием объема проводимых геолого-технических мероприятий, вовлечением в разработку новых пластов и площадей. Также на месторождении ведется подготовительная работа к разработке газоконденсатных и газовых пластов.Разрабатываются проекты строительства на Верхнеколик-Егане вакуумной компрессорной станции и газотурбинной электростанции для утилизации попутного нефтяного газа и выработки собственной электроэнергии.Текущая добыча нефтепромысла составляет 4600 тонн нефти в сутки.2. Геологическая часть2.1 СтратиграфияГеологический разрез Верхнеколик-Еганского месторождения представлен метаморфизованными породами девонского возраста, слагающими фундамент, и мощной (свыше 3000 м) толщей терригенных образований мезо-кайнозойского осадочного чехла (рис. 2.1). Рис. 2.1. Выкопировка из «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты», (Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, под ред. В.И. Шпильмана, 1998). Изученные месторождения: 1 – Верхнеколик-Еганское.Палеозойская группа (РZ)Представлена только девонской системой.Девонская система (Д)Отложения, девонской системе, слагают фундамент и сложенные сланцы. В кровельной части породы фундамента – трещиноватые, выветрены и образуют кору выветривания.Мезозойская группа (Мz)Мезозойская группа представлена триасовой, юрской и меловой системами.Триасовая система (Т)Породы триасовой системы представлены маломощной аргиллитовой либо песчано-кремнисто-аргиллитовой толщей, несогласно перекрывающей породы фундамента.Выше по разрезу породы перекрываются осадочными терригенными отложениями юрской системы.Юрская система (J)Юрская система в разрезе месторождения представлена всеми тремя отделами.Нижний-средний отделы (J1-2)Нерасчлененные нижний – средний отделы юрской системы представлены тоарским (J1t) – ааленским (J2а) ярусами, объединенными согласно местной стратиграфической схеме в худосейскую свиту.Худосейская свита сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, представляющими собой переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаным пластам худосейской свиты приурочены продуктивные горизонты ЮВ11 и ЮВ10. Общая толщина худосейской свиты изменяется от 103 м до 224,6 м.Средний отдел (J2)Средний отдел в разрезе месторождения представлен всеми ярусами и по региональной стратиграфической схеме Западной Сибири соответствует тюменской свите.Тюменская свита (аален-байос-бат) сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, отличительными особенностями которых являются:– ритмичное, частое и неравномерное переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников;– обилие обугленного растительного детрита и большое количество прослоев каменного угля, толщина которых изменяется от 1 см до 4 м.Аргиллиты тюменской свиты – средней крепости, с прослоями угля и включениями растительных обугленных остатков, слюдистые.Алевролиты – монолитые, слюдистые.Песчаники – от мелкозернистых до среднезернистых, плотные, полимиктовые, часто нефтенасыщенные. Они группируются в крупные пласты, в том числе продуктивные – от ЮВ2 (в кровле) до ЮВ92 (в подошве).Общая толщина тюменской свиты колеблется от 360–404 м.Верхний отдел (J3)Верхний отдел в разрезе месторождения представлен всеми своими ярусами: келловейским, оксфордским, кимериджским и волжским. В строении его участвуют прибрежно-морские, мелководно- и глубоководные отложения, характеризующиеся сокращенными толщинами и увеличением глинистых пород вверх по разрезу.Келловей-оксфордский ярусы (J3к – J3о)Келловей-оксфордскому ярусам в стратиграфической схеме мезозойских отложений Западной Сибири соответствует наунакская свита.Отложения наунакской свиты сформировались в прибрежно-морских мелководных условиях и литологически представлены песчано-глинистой толщей, песчанистость которой заметно увеличивается вверх по разрезу. По этому признаку свита делится на несколько частей.Так, в нижней части песчаные пласты разделены равноценными по толщине пластами аргиллитов и аргиллитоподобных глин.Средняя часть – преимущественно песчаная. Песчаники мелко- и среднезернистые на глинисто-известковистом и известковисто-кремнистом цементе, слюдистые и полимиктовые. Среди песчаников выделяются разности с хорошими коллекторскими свойствами, с которыми связан продуктивный пласт ЮВ12-3.Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт ЮВ11, который не выдержан по площади и по толщине.Толщина свиты изменяется от 50 м до 80 м.Кимериджский ярус (J3km)Кимериджский ярус в разрезе представлен в объеме георгиевской свиты.Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами в различной степени алевритистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными. Общая толщина свиты составляет 5–20 м.Волжский ярус (J3v)Отложения волжского яруса завершают разрез верхнего отдела юрской системы и в региональной стратиграфической схеме Западной Сибири отвечают по объему большей части баженовской свиты.Баженовская свита (волжский – низы берриаса) является региональным литологическим репером. Породы баженовской свиты представляют собой глубоководные морские отложения юры: аргиллиты битуминозные, массивные и плитчатые, прослоями известковистые. Особенностью баженовской свиты является ее небольшая толщина, составляющая 6 – 13,4 м.Меловая система (К)Отложения меловой системы – нижнего и верхнего ее отделов, толщиной более 200 м. без перерыва залегают на породах позднеюрского возраста.Нижний отдел (К1)Нижнемеловые отложения представлены морскими, прибрежно-морскими и континентальными терригенными образованиями.В разрезе нижнего отдела установлены все ярусы в объеме которых выделяются (снизу вверх): куломзинская, тарская, вартовская и нижняя часть покурской свиты.Куломзинская свита (К1в-Кv) залегает в основании нижнемелового комплекса, а сложена песчано-глинистыми отложениями неоднородного строения и состава. По литологическому признаку и положению в разрезе в куломзинской свите выделяются снизу вверх: подачимовская, ачимовская, песчано-глинистая толщи.Подачимовская толща представлена аргиллитоподобными глинами с редкими прослоями алевролитов. Толщина ее колеблется от 6 м до 21 м.Ачимовская толща сложена преимущественно песчаниками от мелко – до среднезернистых, с прослоями аргиллитоподобных глин. В нижней части разреза песчаники образуют песчаные пачки, к которым приурочены продуктивные пласты Ач БВ16 – Ач БВ19 в клиноформном залегании. Разделом между ними служат алевролиты и аргиллитоподобные глины, толщина которых по разрезу заметно меняется. Внизу эти разделы незначительны и песчаные пачки оказываются сближенными. Выше по разрезу толщина глинистых разделов увеличивается. К верхней части приурочены продуктивные пласты АчБВ14 - АчБВ152, которые постепенно сближаясь с пластом АчБВ16 в западном направлении, переходят от шельфового залегания к клиноформному.Кровля ачимовской толщи совпадает с кровлей пласта Ач БВ14.Толщина ее изменяется с запада на восток от 62 м до 162 м.Песчано-глинистая толща завершает разрез куломзинской свиты. Сложена она аргиллитоподобными глинами с отдельными и редкими прослоями алевролитов и песчаников. Содержит продуктивный горизонт БВ13. Толщина толщи колеблется от 45 м до 132 м.Толщина куломзинской свиты увеличивается в восточном направлении от 157 м до 225 м.Тарская свита (К1V) сложена чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, сформировавшимися в условиях прибрежного мелководья.Песчаники глинистые, прослоями известковистые, от мелко- и среднезернистых до крупнозернистых в нижней части разреза, нефтенасыщеные. Среди них выделены продуктивные горизонты: БВ8-БВ12, хорошо прослеживаемые по всей территории месторождения.Толщина отложений тарской свиты колеблется от 158 м до 204 м.Вартовская свита (К1V1-К1а) сложена прибрежно-морскими и континентальными терригенными отложениями, для которых характерна фациальная изменчивость по разрезу и площади. Отложения вартовской свиты подразделяются на три подсвиты.Нижняя подсвита объединяет продуктивные горизонты группы «Б» (БВ7-БВ1), песчаники продуктивных горизонтов от тонкозернистых до мелко- и среднезернистых различной крепости, иногда уплотненные на глинистом, реже – глинисто-кремнистом цементе, слюдистые, иногда слоистые за счет переслаивания аргиллитов.Толщина нижней подсвиты изменяется от 104 м до 135 м.Средняя подсвита объединяет продуктивные песчаные пласты группы «А» (АВ7-АВ2). Песчаные пласты, сложенные в основном мелко- и мелко-среднезернистыми разностями, характеризуются фациальной изменчивостью, что затрудняет их уверенное прослеживание по площади. Толщина этих отложений изменяется от 209 м до 268 м.К верхней подсвите вартовской свиты отнесена сравнительно маломощная (23–54 м) песчано-глинистая толща пород, сформировавшаяся в прибрежно-морских условиях, отложения подсвиты представлены аргиллитами и мелкозернистыми слюдистыми песчаниками. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт АВ1, который по литологическим признакам разделен на АВ11 и АВ12.Толщина вартовской свиты колеблется от 362 м до 424 м.Нижний-верхний отделы (К1-2)К отложениям нижнего и верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.Покурская свита (К1а-К2с) сложена мощной толщей переслаивающихся песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчанистость свиты вверх по разрезу заметно увеличивается. Для отложений покурской свиты характерна сильная фациальная изменчивость.По диаграммам ГИС отчетливо устанавливается трехчленное строение покурской свиты:– нижняя часть, объединяющая пласты ПК17-ПК22, характеризуется частым ритмичным чередованием пластов с высокоомными и низкоомными значениями КС (стандартного каротажа);– средняя,

Отложения ачимовской толщи

Пласты группы ПК

Таблица 2.1.1. Компонентный состав пластовой нефти

Таблица 2.1.2. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (однократное разгазирование)

Таблица 2.1.3. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (ступенчатая сепарация)

Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки

5. Капитальные затраты.

где: Прt – прибыль руб./год.

Н – налог руб./год.



Варианты конструктивного исполнения

Наименование

Условное обозначение

Характеристика

Стандартное исполнение

S (стандарт)

Для нормальных условий эксплуатации. Оснащено двухопорной рабочей ступенью (ДРС) из модифицированного чугуна

Стандартное с повышенной вибростойкостью

SVR

(standard/vibrate-resistant)

МС оснащены промежуточными подшипниками

Повышенной коррозионной стойкости

CR

(corrosive-resistant)

Общая стойкость в средах с рН от 5 до 8. ДРС из чугуна «нирезист»

Повышенной коррозионной и вибростойкости

CVR

(corrosive-vibrate-resistant)

ДРС из чугуна «нирезист», МС с промежуточными подшипниками

Коррозионно-стойкое

CRH

(H2S-corrosion resistant)

Стойкость в сероводороде с концентрацией до 1,25 г./л. ДРС из чугуна «нирезист». Валы из сплава «К-монель»

Коррозионно-вибростойкое

CVRH

(H2S-corrosion/vibrate – resistant)

Стойкость в сероводороде с концентрацией до 1,25 г./л. ДРС из чугуна «нирезист», МС с промежуточными подшипниками, валы из сплава «К-монель»

С подшипниками повышенной износостойкости

ARB

(abrasive-resistant bearing)

ДРС из чугуна «нирезист», МС с износостойкими основными и промежуточными подшипниками и пятой. КВЧ до 0,2 г/л.

Повышенной износостойкости

AR

(abrasive-resistant)

ДРС из чугуна «нирезист» с износостойкими осевыми опорами. МС с износостойкими основными и промежуточными подшипниками и пятой. КВЧ до 1 г/л.

Износостойкое

ARH

(High abrasive-resistant)

ДРС из материала с высокой коррозионной и износостой-

костью, износостойкие опоры

ДРС, подшипники и пята. КВЧ до 2 г/л.


4.2 Погружной электродвигатель
Общие сведения

Погружной электрический двигатель (ПЭД)
– двигатель, который служит приводом для центробежных насосов, работающих в глубинных скважинах. Погружной электродвигатель является составляющей частью погружного насосного агрегата, в который входят так же насос, сливной и обратные клапаны. Главным условием продолжительной бесперебойной работы погружного электродвигателя является его гидрозащита, поскольку при работе он находится полностью погруженный в среду перекачивания. Жидкость может быть самая различная – от воды, смеси соль-воды до нефти и ее смесей с водой и газами. Таким образом, среда зачастую бывает агрессивная, приводящая к быстрой коррозии. Именно поэтому при производстве погружного электродвигателя гидрозащите уделяется наибольшее внимание.

Двигатели предназначены для привода погружных центробежных насосов УЭЦНМ (АЛНАС), ЭЦНМ (Борец), ВННП (Новомет) для работы в среде пластовой жидкости (смеси нефти и воды в любой пропорции) с температурой не более 900С, содержащей: – механические примеси (с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса) – не более 0,5г/л – содержание сероводорода – для нормального исполнения – не более 0,01г/л; для коррозионного исполнения – не более 1,25г/л – свободный газ по (объему) – не более 55% – гидростатическое давление в зоне эл. двигателя – не более 25 (250) МПа (кг/см2)

Структура условного обозначения погружного электродвигателя

Х ПЭД Х1 Х2 ХХХ Х3 Х4 Х5 В5 где: Х – номер модификации (может отсутствовать) ПЭД – погружной электродвигатель, ПЭДУ – унифицированный Х1-конструктивное исполнение (отсутствие буквы – несекционный, С – секционный) Х2-исполнение стойкости к коррозии (отсутствие буквы – нормальное, К – коррозионностойкое) ХХХ – мощность, (12–140) кВт Х3-диаметр корпуса, (96,103,117,123,130) мм Х4 – шифр модификации гидрозащиты Х5-шифр модернизации гидрозащиты (может отсутствовать) В5 – климатическое исполнение и категория размещения
Номенклатура погружного электродвигателя



Тип электро

двигателя


Мощность

кВт


Напряжение

В


Ток,

А

КПД

%

Min d

Скважин,

мм

Кол-во

секций

Длина

мм,

Масса,

кг

ЭД16–96М

16

500

30

79

112

1

3353

177

ЭД22–96М

22

645

31,5

79

112

1

4035

212

ЭД28–96М

28

790

32,5

79

112

1

4722

251

ЭД32–96М

32

790

38

80

112

1

5062

240

ЭД36–96М

36

1000

33

79

112

1

5745

308

ЭД40–96М

40

1150

32,5

79

112

1

6427

346

ЭДС56–96М

56

1560

33,5

79,5

112

2

10620

563

ЭДС63–96М

63

1500

37

80

112

2

10022

467

ЭДС70–96М

70

1920

34

79,5

112

2

13337

671

ЭД22–103М1

22

700

27,5

81

121,7

1

3685

200

ЭД40–103М1

40

1200

30

81,5

121,7

1

5385

300

ЭД56–103М1

56

1600

32

81

121,7

1

6405

358

ЭДС90–103М3

90

1980

40

82

121,7

2

11184

660

ЭДС125–103М3

125

2560

44

81

121,7

2

13938

700

ЭДС150–103М3

150

3900

35,7

80

121,7

2

15310

795

ЭД28–117М

28

900

26

84,5

123,7

1

3640

246

ЭД50–117М

50

1400

28

84,5

123,7

1

5540

389

ЭД80–117М4

80

2000

35

85

123,7

1

7060

507

ЭДС100–117М

100

2000

38,5

85

130

2

9996

689

ЭДС160–117М4

160

2100

65

84

130

2

12227

857

ЭДС300–117М4

300

2880

90

83

130

3

19397

1373




4.3 Гидрозащита погружного электродвигателя
Общие сведения

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г. Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г./см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом. Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.

Конструктивное исполнение гидрозащит:

Конструкции гидрозащит:

• все типы гидрозащит выполнены в моноблочном исполнении;

• гидрозащита может быть изготовлена с совмещенным входным модулем с приемной сеткой;

• любой тип гидрозащит может быть выполнен в коррозионностойком исполнении (К);

• любой тип гидрозащит может быть выполнен в высокотермостойком исполнении (Т1). Такие

гидрозащиты работоспособны при температуре пластовой жидкости до 170°С;

• применение в гидрозащитах торцовых уплотнений ведущих отечественных и зарубежных фирм;

• оснащение перепускными обратными клапанами, обеспечивающими стравливание избыточного внутреннего давления и удаления свободной газовой фазы из масляной полости ПЭД в процессе работы УЭЦН;

• выполнение валов гидрозащит из нержавеющей стали высокой прочности;

• наличие в конструкции фильтра-холодильника, предназначение которого – фильтрация и

охлаждение масла в районе узла пяты;

• наличие усиленного узла пяты для восприятия осевой нагрузки от насоса.

Условное обозначение

Х Г К Т Х Х М

  1. Количество диафрагменных камер;

  2. Гидрозащита;

  3. Исполнение коррозионностойкости (отсутствует при обычном исполнении)

4. Исполнение нагревостойкости: