ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 159
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Введение
Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси.
Установка электроцентробежного насоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного оборудования.
Одним из основных факторов, влияющих на работу УЭЦН, является газовый фактор. Наличие газа в водонефтяной смеси изменяет ее свойства и влияет на рабочие характеристики насоса, а при определенном газосодержании происходит срыв подачи. По длине насоса изменяются объемный расход, вязкость и плотность откачиваемой газожидкостной смеси. Свободный газ, поступающий вместе с жидкостью в ЭЦН, существенно ухудшает его рабочие характеристики. В межлопаточных каналах первых рабочих колес образуются газовые каверны, которые не участвуют в движении и снижают рабочие характеристики, что в конечном итоге приводит к перегреву насоса и его заклиниванию.
Допустимые значения газосодержания на входе насоса по техническим условиям эксплуатации составляют 25%, но на практике в зависимости от типоразмера и применяемого оборудования изменяются от 5 до 50% от объема.
-
Геолого-промысловый раздел.
1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения.
Открыто в 1961г. Введено в разработку в 1964г. Расположено в Верхнекамской впадине. Ближайшими населенными пунктами являются дд. Шудимари, Каймашабаш, Каймаша, Иткинеево и г. Янаул. К северу от месторождения (4,5 км) ближайшей железной дорогой является линия Екатеринбург-Казань. Наиболее близко расположена железнодорожная станция в г.Янаул, она удалена от площади месторождения на 11 км. В 5 км от месторождения проходит магистральный нефтепровод «Чернушка-Кутерем». В 4,3 км проходит магистральный газопровод «Уренгой-Петровск». Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Краснохолмскнефть»ООО «Башнефть – Добыча», расположенное в г. Янаул.
В административном отношении Игровское месторождение находится в Янаульском районе Республики Башкортостан, на расстоянии 11 км к юго-востоку г. Янаул. С востока месторождение граничит с Четырманским месторождением, с юга и юго-запада – с Орьебашским и Львовским месторождениями. Обзорная карта расположения Игровского и окружающих месторождений Ближайшими населенными пунктами являются дд. Шудимари, Каймашабаш, Каймаша, Иткинеево и г. Янаул. К северу от месторождения (4,5 км) ближайшей железной дорогой является линия Екатеринбург-Казань. Наиболее близко расположена железнодорожная станция в г.Янаул,
она удалена от площади месторождения на 11 км. В 5 км от месторождения проходит магистральный нефтепровод «Чернушка-Кутерем». В 4,3 км проходит магистральный газопровод «Уренгой-Петровск». Разработку месторождения
ООО «Башнефть – Добыча», расположенное в г. Янаул. В орогидрографическом отношении месторождение расположено на Буйско- Таныпском водоразделе и представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную густой сетью оврагов, играющих большую роль в формировании современного рельефа. Гидрографическая сеть в районе месторождения развита хорошо.
Основными реками являются притоки рр. Буй и Танып – рр. Каймашинка, Янаулка, Якс. Питание рек и ручьев происходит за счет источников верхнепермских отложений и атмосферных осадков. Воды рек пригодны для питья и технических целей.
Климат района континентальный, лето короткое, жаркое, зима холодная,
продолжительная, с большими снежными наносами и метелями. Средняя температура января минус 18 0С, июля плюс 18-20 0С. Продолжительность зимы 5 месяцев. Снежный покров держится с ноября по март - первую половину апреля. Глубина промерзания грунта 1,8 м. Направление ветра в районе месторождения преимущественно юго-западное. Годовое количество осадков в среднем 450-500 мм. В экономическом отношении сельскохозяйственный район превратился в один из промышленных районов Башкортостана. Население района смешанное: башкиры, татары, русские, марийцы.
Основным полезным ископаемым района является нефть, кроме того, для строительных целей местным населением используются известняки, песчаники, алевролиты, пески, глина, галечники и суглинки. Глины используются для приготовления глинистого раствора при бурении скважин. Поисково-разведочное бурение на площади начато в 1960 г. Месторождение открыто в 1961 г. и введено в разработку разведочными скважинами в 1964 г.
1.2 .Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике
Всего на месторождении установлено 188 залежей нефти. Карбонатная толща среднего карбона Пачки Скш2-3 и Скш4 каширского горизонта представлены известняками порового типа. Установлено 18 залежей нефти структурно -литологического и литологически ограниченного типа. Коэффициент
расчлененности продуктивного разреза изменяется от 1,14 (пачка Скш4) до 1,22
(пачка Скш2-3), средневзвешенные нефтенасыщенные толщины колеблются винтервале от 1,2 до 2,2 м.
Пачка Скш2-3 Выделяется от 1 до 9 прослоев коллектора. Эффективная
нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 7,8 м. В пачке выявлено 5
залежей нефти пластового, структурно-литологического типа. Значение пористости по керну в интервале 4,0-28,0 %. По данным ГИС пористость по 143 определениям в интервале 8-24 %.
Нефтенасыщенность изменяется в интервале 57-95. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по керну.
Пачка Скш4 Пачка представлена 1-4 прослоями коллекторов. Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 0,6 до 7,6 м. Суммарные эффективные толщины варьируют в интервале 0,6-5,9 м.
Выявлены 13 залежей нефти пластового, структурно-литологического
типа.
Коллекторы порового типа. Значение пористости по керну изменяется в
интервале 3,0-27,0 %.
По данным ГИС пористость пачки составила 15,0 % по 774 определениям
в интервале 10,0-25,0 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 56-90 %.
Проницаемость принята по керну. Пористость и нефтенасыщенность для
расчетов приняты по ГИС.
Пачка Св1 Пачка представлена в основном одним прослоем. Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 0,6 до 2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 2,4 м. Доля коллекторов пачки составляет 0,54. В пачке выделяется 20 продуктивных залежей пластово-сводового, структурно-литологического типов. Коллекторы порового типа. Значение пористости по керну изменяется в интервале от 5 до 26 %. По данным ГИС пористость пачки по 444 определениям изменяется в интервале 10-27 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 60-98 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Значение проницаемости принято по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна.
Пачка СвЗ Количество проницаемых интервалов в пачке изменяется от 1 до 5 Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 0,7 до 6,4 м. Нефтенасыщенная изменяется от 0,7 до 5,6 м. Доля коллектора составляет 0,50. В карбонатных отложениях пачки выделено 14 продуктивных залежей пластового, структурно- литологического типа. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пачки по 895 определениям изменяется в интервале 10-28 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 45-93 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Значение проницаемости принято по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна.
Пачка Св4 Отличается резкой коллекторской изменчивостью. На небольших расстояниях коллекторы почти на всех залежах практически полностью выклиниваются. Общая толщина продуктивной пачки изменяется в пределах 0,6- 7,2 м. Нефтенасыщенная толщина пачки изменяется от 0,6 до 2,5 м. Доля колл По пачке выделено 13 продуктивных залежей пластового, структурно- литологического типа. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пачки по 181 изменяется в интервале 10-22 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 50-86. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Значение проницаемости принято по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна.
Пачка Сбш Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 0,5 до 66,9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 14,4 м. Доля коллекторов составляет 0,18. Количество прослоев-коллекторов и их суммарная толщина резко и без какой-либо закономерности изменяется по площади даже на коротких расстояниях. В целом это количество прослоев коллекторов находится в
пределах от 1 до 13 В пачке выделяется 15 залежей подстилающихся водой, структурно- литологического, пластового типа. Коллекторы порового типа. По данным ГИС по 1584 определениям пористость пачки Сбш изменяется в интервале 9-25 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 55-92 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна. Отложения терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Пласт СП Пласт представлен 1-3 прослоями песчано-алевролитовых пород. Общая толщина продуктивной части пласта изменяется от 0,8 до 12,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 11,4 м. В пласте установлено 19 залежей. Залежи структурные сводовые и структурно-литологические. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пласта по 311 определениям изменяется в интервале 16-27 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 60-94 %. При проектировании по пласту пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна. Пласт СГУ Пласт сложен 1-3 прослоями небольшой толщины. Общая толщина продуктивной части пласта изменяется от 0,6 до 7,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 3,9 м. В пласте выявлено 28 залежей. Все залежи пластовые: две залежи структурные, три литологические, остальные 22 структурно-литологические. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пласта по 192 определениям изменяется от 17 до 28 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 63-94 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по данным исследования керна. екторов составляет 0,18. Пласт СУ Пласт в основном сложен одним прослоем, в единичных случаях тремя прослоями. Общая толщина продуктивной части пласта изменяется от 0,4 до 6,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 до 4,8 м.
В пласте установлено 19 залежей. Все залежи пластовые, из них пять структурных, 13 структурно-литологических и одна литологическая. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пласта изменяется в интервале 17-32 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 65-94 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по керну.
Пласт СУЮ Пласт сложен одним или в редких случаях тремя прослоями коллекторов. Общая толщина продуктивной части пласта изменяется от 0,6 до 13,8 м. По площади месторождения эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 13,2 м. В пласте установлено 17 залежей нефти. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пласта по 338 определениям изменяется в интервале 17-30 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 63-98 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС . Проницаемость принята по керну.
Пласт СУ1 Пласт представлен 1-6 пропластками коллекторов. В 51% скважин пласт сложен одним прослоем, в 32% - двумя, в 18% - тремя и более прослоями. Общая толщина продуктивной части изменяется от 0,7 до 29,9 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах от 0,6 до 15,5 м. В пласте выявлено 14 залежей. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость по 279 определениям изменяется в интервале 16-29 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 60-99 %. При проектировании по пласту пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна.
Пласт СУ1 Выделен только в западной части месторождения - одна залежь. Общая толщина пласта изменяется от 0,8 до 5,6 м. Пласт представлен одним пропластком. Керн из пласта не отбирался. Определения пористости и проницаемости по керну не проводились. По ГИС пористость и нефтенасыщенность определены по результатам двух определений из двух.
При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пластом СVI.
Пласт СУП Представлен 1-7 прослоями коллекторов. Общая толщина пласта варьирует в пределах от 1,1 до 60,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,2 до 9,7 м. В пласте выявлены две структурно-литологические, пластовы При проектировании значения пористости и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пластом СVI.
Турнейский ярус В отложениях выделены две пачки карбонатных пород, насыщенных нефтью это СТкз и СТчр+туп-мл.
Пачка СТкз Пачка сложена 1-7 прослоями коллекторов. В 26 % скважин пачка сложена одним прослоем, в 36 % двумя, в 38 % тремя и более прослоями. Общая толщина пачки изменяется от 0,6 до 17,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется в интервале от 0,6 до 5,6 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,22. В пачке установлено семь залежей. Залежи структурно-литологические, пластовые. Коллекторы порового типа. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин не определялась.