Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных установками погружных центробежных насосов по Талинскому месторождению, разработку которого ведет ОАО 'ТНК-Нягань'

Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных установками погружных центробежных насосов по Талинскому месторождению, разработку которого ведет ОАО 'ТНК-Нягань'

Содержание

Введение

. Общая часть

.1 Характеристика района работ

.2 Транспорт и инфраструктура

.3 Водоснабжение района

.4 История освоения района

. Геологическая часть

.1 Геологическая характеристика месторождения

.1.1 Стратиграфия

.1.2 Тектоника

.2 Характеристика продуктивных пластов

.2.1 Доюрские отложения

.2.2 Отложения шеркалинской свиты

.2.3 Отложения тюменской свиты

.2.4 Отложения абалакской свиты (пласт ЮК1)

.2.5 Отложения баженовской (нижнетутлейской) свиты (пласт ЮК0)

.2.6 Отложения викуловской свиты (пласт ВК1)

.3 Свойства и состав нефти, газа и пластовой воды

. Технологическая часть

.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

.2 Технологическая схема разработки Талинской площади Красноленинского месторождения (1991 г.)

.3 Технологическая схема ОПР пластов ЮК2-9 Талинской площади (2003 г.)

.4 Контроль за разработкой Талинской площади Красноленинского месторождения

. Техническая часть

.1 Типовая конструкция скважины

.2 Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

. Специальная часть

.1 Характеристика работы фонда скважин

.2 Динамика наработки по УЭЦН

.3 Причины отказов по УЭЦН

.4 Мероприятия по повышению эффективности работы скважин, оборудованных УЭЦН

.5 Расчет и подбор оборудования для ЭЦН

. Экономическая часть

.1 Аннотация мероприятия

.2 Методика экономического обоснования оптимизации

.3 Расчет экономического обоснования оптимизации

.4 Анализ чувствительности проекта к риску

. Безопасность и экологичность проекта

.1 Обеспечение безопасности работающих

.1.1 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных месторождений

.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

.1.3 Санитарные требования

.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения

.2 Экологичность проекта

.2.1 Влияние проводимых работ на окружающую среду

.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды

.3 Чрезвычайные ситуации

Литература

Введение

В настоящее время огромное влияние на количество поступлений в Российский бюджет оказывает нефтяная промышленность. До 35% валютных поступлений и до 20% поступлений национальной валюты в Российский бюджет приходится на прибыль от продажи нефти. В данный момент нефтяная промышленность является одной из самых развитых и перспективных отраслей промышленности Российской Федерации. Именно в ней внедряются новейшие технологии и перспективные разработки всего мира. Одной из самых важных и ответственных является направление добычи нефти, поскольку от того как, в каком количестве и в какие сроки будет добыча нефть, зависит развитие других отраслей нефтяной и всей промышленности России в целом. На сегодняшний день добыча нефти в Российской Федерации и непосредственно в Западной Сибири производится механизированным способом, преимущественно с помощью применения УЭЦН и УШГН, и, несмотря на то, что установками электроцентробежных насосов оборудуется всего около 30% скважин, более половины всей добываемой в России нефти извлекается с их помощью. Поэтому подбор УЭЦН к каждой отдельной скважине и подбор оптимального режима работы УЭЦН является важной и ответственной задачей.

Данный дипломный проект ставит своей задачей провести анализ причин ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН по Талинскому месторождению, разработку которого ведет ОАО "ТНК-Нягань". А также осветить те недостатки, которые отрицательно сказываются на эксплуатации скважин, разработать ряд мероприятий по улучшению их работы, выявлению и предупреждению причин, приводящих к выводу из строя УЭЦН.

. Общая часть

.1 Характеристика района работ

В административном отношении Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Октябрьском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского АО Тюменской области на левом берегу реки Оби.

Территория, на которой расположено месторождение, представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением, местами существенно заболоченную. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 24-206 м.

Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями, являющимися притоками рек Хугот, Ендырь, Ем-Ега, Тал, Сеуль. Из них лишь река Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-начало июля) может быть судоходна для малотоннажных плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. Река Обь удалена от Талинской площади на расстояние выше 50 км. Заболоченные участки на месторождении сравнительно широко развиты на Ем-Еговской, Пальяновской и на юге Талинской площадей и являются существенным препятствием для перемещения буровых станков и передвижения транспорта в весенне-осенний и летний периоды.

Площадь принадлежит к лесной зоне. Растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом. Почвы в районе подзолисто-аллювиально-глеевые. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом.

Климат района континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким прохладным летом. При среднегодовой температуре минус 18єС, средняя температура самого холодного месяца - января составляет минус 25єС, а средняя температура июля - +15єС. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снежного покрова 0,7 м, достигая в пониженных участках рельефа 1,5 м. отопительный сезон длится 1550 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре месяце, а вскрытие рек ото льда происходит в конце апреля - начале мая.

.2 Транспорт и инфраструктура

Ближайшими населенными пунктами к месторождению являются г. Нягань и п. Талинка с общей численностью около 60000 человек и связанными между собой автомобильной дорогой с асфальто-бетонным покрытием. В г. Нягань базируются административно-управленческие аппараты и производственные базы ОАО "ТНК-Нягань", ОАО "Красноленинскнефтегазгеология" и других производственных предприятий нефтегазового, энергетического и лесопромышленного комплексов. Связь г. Нягань с другими населенными пунктами осуществляется по железной дороге Свердловск-Приобье и воздушным транспортом.

Непосредственно на площади месторождения проложена сеть дорог с твердым и гравийным покрытием.

Территория месторождения характеризуется в пределах Талинской площадей развитой инфраструктурой, включающей в себя все элементы обустройства промыслов (водоводы, нефте- и газопроводы, ДНС, КНС, внутрипромысловые автодороги, линии электропередачи, подстанции и т.п.).

Красноленинское месторождение связано трубопроводом с НПС "Шаим", где нефть поступает в магистральной нефтепровод, доставляющий ее в крупные нефтеперерабатывающие центры. Часть добываемой на месторождении нефти перерабатывается на небольшом НПЗ, расположенном непосредственно на Талинской площади в 39 км от г. Нягань, для частичного восполнения местных потребностей в нефтепродуктах.

Добывемый попутно газ с месторождения после переработки на Красноленинском ГПЗ, находящемся в 27 км от г. Нязань, используется для выработки электроэнергии на Красноленинском ГРЭС.

.3 Водоснабжение района

Целенаправленные гидрогеологические и гидрологические работы по поиску источников водоснабжения (подземных и поверхностных вод) в пределах Красноленинского нефтяного месторождения не проводились. Оценка их дается на основании поисково-разведочных работ, выполненных Свердловской гидрогеологической партией с целью изыскания источников хозяйственно-питьевого водоснабжения г. Нягань (1982-1984 гг.), кроме того, использовались данные одиночных скважин пробуренных в целях водоснабжения, а также материалы инженерно-геологической съемки и материалы ГИС по глубоким скважинам. Большая часть рек и озер района в гидрогеологическом отношении изучена слабо.

Наиболее целесообразно для питьевых целей использовать воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста, которые являются единственным источником питьевого и хозяйственного водоснабжения.

Четверичные отложения включают осадки различного генезиса - аллювиальные, озерно-аллювиальные, залегающие на глубинах от 0 до 60-70 м. воды комплекса слабонапорные, пресные, минерализация составляет 0,2-0,4 г/л.

Для питьевых целей могут быть использованы только после очистки.

Атлым-новомихайловский водоносный горизонт представлен переслаиванием мелко- и разнозернистых песков и глин. В кровле залегает толща 10-20 м глин, служащих водоупором.

Воды напорные пресные с минерализацией 0,18-0,6 г/л, гидрокарбонатные. Воды отвечают требованиям ГОСТа 2874-73, широко используются для хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Для поддержания пластового давления используются два источника водоснабжения: воды рек и пластовые попутно добываемые с нефтью воды.

.4 История освоения района

В составе Красноленинского месторождения выделяются Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно-Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья и ряд других площадей.

Сейсмические исследования на Красноленинском своде начаты в 1957 году. По результатам этих исследований в 1957-1969 гг. были составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам Б и А, выявлены локальные поднятия, перспективные в нефтегазоносном отношении. В последующие годы и по настоящее время сейсмические исследовании на рассматриваемой территории были продолжены. Результатом этих работ явилось построение структурных карт по отражающим горизонтам А, Т, Б, М, М1 и Г, их детализация, уточнение строения продуктивных комплексов.

Глубокое поисково-разведочное бурение в районе начато в 1959 году. За период 1960-1968 годов по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть по результатам бурения и испытания скважины №13 выявлена в 1963 году на Каменной площади, а в 1963 году признаки нефтеносности тюменской и викуловской свит установлены на Ай-Торской, Ем-Еговской, Елизаровской, Пальяновской площадях. Промышленная нефтегазоносность на Талинской площади выявлена в 1976 году по результатам бурения и испытания поисковой скважины №1. Поисково-разведочными работами 1975-1982 гг. доказана необходимость объединения всех выявленных в отложениях тюменской свиты залежей нефти в единое Красноленинское месторождение.

-1983 годы характеризуются бурные развитием разведочного бурения на Талинской площади и выходом с поисково-разведочным бурением на Южно-Талинскую площадь. Базисным объектом разведки на

Талинской и Южно-Талинскной площадях являются залежи нефти шеркалинского горизонта (пласты ЮК10 и ЮК11). С 1984 года поисково-разведочные работы в основном переместились на Южно-Талинскую площадь.

Промышленное освоение района Красноленинского свода началось в 1980 г. Строительством ДНС на Ем-Еговской площади, НПС и нефтепровода НПС "Красноленинская" - Шаим-Конда.

В 1981-1982 гг. началось освоение залежей нефти Талинской площади. Вместе с эксплуатационным разбуриванием месторождения велось интенсивное строительство в г. Нягань. Автодорог от Нягани до месторождения и по месторождению, трубопроводных систем, линий электропередач, линий связи. В 1988-1989 гг. началась застройка р.п. Талинский, велось интенсивное строительство баз производственного обслуживания в промзонах г. Нягань, р.п. Талинский и на месторождении.

Промышленная эксплуатация талинской площади осуществляется с 1981 года, эксплуатационное бурение начато в 1982 году на опытном участке по сетке 400Ч400 м с выделением единого эксплуатационного объекта ЮК2-ЮК11 и площадной девятиточечной системой разработки.

По результатам разведочного и эксплуатационного бурения было установлено, что на значительной площади имеются достаточно выдержанные и высокопродуктивные залежи в пластах ЮК10 и ЮК11 шеркалинской свиты. В связи с этим. СибНИИНП была составлена новая технологическая схема на залежи пластов ЮК10 и ЮК11, в пределах которых были выделены самостоятельные эксплуатационные объекты. К настоящему времени залежи в шеркалинской свите на большей части площади разбурены по эксплуатационной сетке и находятся в стадии падающей добычи нефти.

. Геологическая часть

.1 Геологическая характеристика месторождения

Красноленинский свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, отделяясь от сопредельных положительных структур того же порядка на севере и северо-востоке - Елизаровским мегапрогибом, на востоке и юго-востоке - Ханты-Мансийской впадиной. На юге, посредством Поттымской седловины, происходит его сочленение с Шаимским мегавалом, на западе ограничен Яхлинской впадиной, на северо-западе Шаркалинской моноклиналью.

Красноленинское месторождение включает в себя целый ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям. К ним относятся Каменное, Ем-Еговское, Талинское, Пальяновское, Елизаровское, Ингиское и др. Промышленная нефтеносность указанных площадей связана с отложениями доюрского комплекса, шеркалинской, тюменской, абалакской, баженовской и викуловской свит. Залежи нефти в отложениях тюменской свиты выявлены в пределах Ем-Еговского, Ингинского, Пальяновского, Талинского, Южно-Талинского, Елизаровского, Каменного и др. поднятий. В отложениях викуловской свиты залежи нефти выявлены на Ем-Еговской, Пальяновской, Каменной и Талинской площадях. На Каменной площади доказана нефтеносность фроловской свиты и коры выветривания. На Талинской площади основными объектами разработки являются отложения шеркалинской свиты, залежи нефти выявлены так же в коре выветривания, в тюменской, абалакской и викуловской свитах. Возможно, перспективными являются отложения баженовской свиты.

В целом, в пределах Красноленинского месторождения выявлен целый ряд продуктивных горизонтов, связанных с отложениями мелкого, юрского и доюрского возраста.

Рассматриваемая в данном отчете Талинская площадь расположена в западной части Красноленинского свода и приурочена к одноименному валу - структуре второго порядка.

.1.1 Стратиграфия

В геологическом строении Красноленинского нефтегазоносного района участвуют различные комплексы пород от докембрийских до современных включительно.

Строение отложений приводится в соответствии с принятой унифицированной корреляционной схемой.

Палеозойская группа

Датировка пород фундамента основана на изучении органических остатков и данных об абсолютном возрасте отдельных его образований, с учетом возраста пород складчатого обрамления. Образования фундамента в пределах Красноленинского района вскрыты почти всеми поисковыми, разведочными и эксплуатационными скважинами и представлены протерозойскими, палеозойскими и триасовыми породами. Они составляют несколько формационных комплексов, каждый из которых отражает определенный тектономагматический этап.

Докембрийские образования вскрыты скважинами на Каменной, Пальяновской, Ем-Еговской, Талинской и Южно-Талинской площадях и представлены гранитами, гранито-гнейсами и кристаллическими сланцами кварц-биотитового, кварц-хлоритового, кварц-серицитового, серицит-хлорит-кварцевого состава. Докембрийский возраст пород принят. В основном, на основании сопоставления с аналогичными породами Урала и Березовского района, а также с учетом их высокой степени метаморфизма. Граниты, гранито-гнейсы являются, очевидно, самыми древними образованиями и формируют центральную часть Красноленинского свода.

Комплекс гранитов, гранито-гнейсов и кристаллических сланцев опоясывается метаморфическими сланцами разного состава (серицит-графитовыми, хлорит-серицитовыми, глинисто-серицитовыми), переслаивающимися с метаморфизованными песчаниками и относящимися к нерасчлененной верхнепротерозойско - палеозойской толще.

Палеозойские отложения представлены менее метаморфизированными породами и развиты на склонах Красноленинского свода. Вскрыты скважинами на Талинской, Южно-Талинской, Яхлинской, Ловинской, Елизаровской и других площадях, в ряде случаевиподтверждены фаунистическими определениями. Представлены самыми разнообразными породами, среди которых широко развиты различные сланцы, известняки, метаморфизованные песчаники, эффузивы основного состава и их туфы. Толщи разновозрастных пород складчатого основания прорваны многочисленными интрузиями преимущественно кислого, реже основного и среднего состава. Возраст их, определенный по методу сравнительной дисперсии Б.С.Погореловым, средне-верхнепалеозойский.

Мезозойская группа

Триасовая система

В Красноленинском районе триасовые отложения представлены эффузивно-осадочными породами туринской серии, залегающими с резким несогласием на образованиях фундамента. Они выполняют днища крупных грабенообразных впадин. На Талинской площади такие отложения выявлены скважинами 900 р, 976 р и др. и представлены переслаиванием эффузивов основного состава и терригенных пород. Это аргиллиты темно-серые, до черных, слоистые, плотные, трещиноватые, с включениями углистого вещества, переслаивающиеся с алевролитами и песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми. Эффузивы представлены базальтами и их лавобррекчиями. Толща прорвана долеритами.

Юрская система

Стратиграфия юрских отложений Краснолениинского района дается по региональной стратиграфической схеме Западно-Сибирской равнины, утвержденной МСК в январе 1991 г.

Отложения юрской системы с резким угловым и стратиграфическим несогласием залегают на разновозрастных образованиях фундамента и представлены всеми тремя отделами. Отложения нижней и частично средней юры представлены континентальными, средней - переходными от континентальных к морским, а верхней - прибрежно-морскими и морскими осадками.

Нижний отдел в пределах Красноленинского района имеет ограниченное распространение. Осадки отдела приурочены к глубоким прогибам между крупными поднятиями. В нижнем отделе выделяется шеркалинская свита, сложенная преимущественно песчано-гравийными образованиями плинсбахского и низов тоарского ярусов. На Талинской площади песчано-гравийные осадки шеркалинской свиты залегают на размытой поверхности доюрких образований, выполняя каньонообразные погружения палеорельефа. В поперечном разрезе палеорельеф имеет корытообразную форму, характерную для погребенных палеорусел. По направлению к возвышенным частям палеорельефа осадки шеркалинской пачки выклиниваются

В разрезе шеркалинской свиты выделятся две подсвиты - нижняя и верхняя.

В нижней подсвите выделяются две пачки. Первая пачка соответствует пласту ЮК11 и сложена кварцевыми гравелитами и песчаниками грубозернистыми, часто каолинизированными, с прослоями аргиллитоподобных глин. Вторая пачка (тогурская глина) сложена аргиллитоподобными темно-серыми, серповидно-оскольчатыми, тонкоотмученными с единичными прослоями алевролитов. Часто встречаются стяжения пирита, сидерита, единичные форамениферы. Флора представлена Phoenicopsis augustifolia Heer, Pityoptylleum sp. Споровопыльцевые комплексы плинсбаха и нижнего тоара. Пачка является разделом между пластами ЮК11 и ЮК10.

Породы тюменской свиты (средний отдел) залегают согласно на породах шеркалинской свиты и несогласно - на породах доюрского основания, и имеют широкое площадное распространение. Мощность свиты на Красноленинском своде колеблется от 0 до 330 м, на Талинской площади от 100 до 330 м. максимальные мощности отмечаются в пониженных участках рельефа фундамента. По направлению к сводовым участкам рельефа по фундаменту мощности тюменской свиты сокращаются за счет выпадения нижних частей разреза.

В разрезе тюменской свиты выделяется три подсвиты: нижняя. Средняя и верхняя.

Нижняя подсвита (пласты ЮК7-9) представлена песчаниками (крупно-, средне-, мелкозернистыми), алевролитами, гравелитами и аргиллитами с редкими прослоями углей, углистых аргиллитов и конгломератов. Песчаники и алевролиты серые с буроватым оттенком, с хорошо выраженной косой слоистостью. Характерны включения неокатанных обломков аргиллитов и галек различных пород. Глинистые разности пород представлены аргиллитами серыми до темно-серых, алевритистыми до алевритовых с многочисленными линзочками и слойками алевролитов. Породы слюдистые, плотные, средней крепости. Органические остатки обильны и представлены обугленными остатками древесины, различных растений. Углистым детритом. На подстилающих породах местами залегают с размывом.

Ааленский возраст описываемых отложений подтвержден спорово-пяльцевыми комплексами.

Средняя подсвита (пласты ЮК5-6) представлена переслаиванием аргиллитов и алевролитов с прослоями и линзами песчаников, углей, углистых аргиллитов, редко известняков. Первые значительно преобладают в разрезе.

Аргиллиты серые до темно-серых, алевритистые с линзочками и слойками алевролитов, с обильным углистым детритом, обугленными корешками растений и растительными остатками на плоскостях напластования. Встречаются прослои темно-серых и черных тонкоотмученных аргиллитов.

Песчаники и алевролиты средне- и мелкозернистые, редко крупнозернистые, серые, и светло-серые с буроватым оттенком, полимиктового состава, средне- и хорошо отсортированные, с косой и динзовидно-волнистой, реже горизонтальной слоистостью.

В нижней части подсвиты преобладают глинистые отложения с прослоями песчано-алевритовых пород, характеризующихся прерывистым линзовидным строением, с обугленным детритом, корневидными растительными остатками.

Байосский возраст средней пачки подтвержден спорово-пыльцевыми комплексами, выделенными в разрезе СКВ. 1р Талинской площади.

Верхняя подсвита (пласты ЮК2-4) представлена чередованием прослоев и линз песчаников, алевролитов и аргиллитов. В подошве пачки преобладают песчано-алевритовые разности пород. В средней части доля глинистых пород увеличивается, количество и мощность песчаных слоев уменьшаются. Выше по разрезу переслаивание пород становится более ритмичными наблюдается незначительное увеличение мощности линз и прослоев песчаников.

Песчаники и алевролиты полимиктовые мелкозернистые, плотные, серые и светло-серые с обильными включениями углистого детрита на плоскостях напластования.

Аргиллиты серые, прослоями до темно-серых, часто алевритистые, плотные, слюдистые, часто известковистые.

Верхнеюрские отложения в данном районе представлены морскими и прибрежно-морскими осадками. Они объединяются в абалакскую и тутлеймскую (баженовскую) свиты. Стратиграфический диапазон абалакской свиты охватывает от верхней части нижнекелловейского подъяруса до кимериджского яруса, баженовской (тутлемейской) - волжский ярус и низы берриасского яруса.

Абалакская свита. Представлена аргиллитами темно-серыми до черных с буроватым оттенком, алевритистыми с линзовидно-волнистой слоистостью, с обилием обломков и целых ростров белемнитов, раковин пелеципод и отпечатков аммонитов. В верхней части свиты встречаются многочисленные конкреции железисто-марганцево-кальцитового состава, с включениями глауконита. Нередко отмечаются маломощные прослои глауконитов и глауконитизированных алевролитов. В основании свиты в глинах отмечается примесь песчано-алевритового материала. Отложения свиты прослеживаются на всей территории района.

В верхней части многочисленные конкреции железисто-марганцево-кальцитового состава, с включениями глауконита. Нередко встречаются прослои глауконитов и глауконитизированных алевролитов.

Толщина абалакской свиты изменяется от 20 до 37 м.

Тутлеймская (баженовская) свита. Вышележащие породы юрской системы представлены отложениями тутлеймской свиты, которые согласно залегают на отложениях абалакской свиты.

В данном районе осадки тутлеймской свиты распространены повсеместно. Они согласно залегают на породах абалакской свиты. Представлены аргиллитами темно-серыми и черными с буроватым оттенком. Аргиллиты битуминозные, плитчатые, массивные или листовато-горизонтально-слоистые. Аргиллиты нередко известковистые и кремнистые. Толщина свиты 15-40м. Отложения баженовской свиты перекрываются мощной толщей глинистых пород фроловской свиты нижнего мела.

С кровлей баженовской свиты связан отражающий горизонт "Б".

Меловая система

В составе меловых отложений Красноленинкого нефтеносного района выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

Фроловская свита залегает на баженовской и согласно перекрывается осадками кошайской свиты. Отложения свиты представлены морскими темно-серыми гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков, сидеритов, алевролитов.

Нижняя часть фроловской свиты представлена морскими серыми и темно-серыми глинами с линзовидными прослоями глинистых известняков и сидеритов. В низах свиты в южной и юго-восточной части Красноленинского нефтеносного района появляются линзовидные прослои мелкозернистых песчаников.

Верхняя часть фроловской свиты представлена серыми глинами с прослоями алевролитов и многочисленными линзами и гнездами мелкозернистых песчаников, обуславливающих линзовидно-гнездовую текстуру глинистых пород. Возраст свиты по положению в разрезе и спорово-пыльцевым спектрам принимается в объеме берриаса, валанжина, готерива, баррема и раннего апта. Общая толщина фроловской свиты равна 527-625 м. С отложениями верхов фроловской свиты связаны нефтяные залежи Каменной площади.

Кошайская свита согласно залегает на породах фроловской свиты и перекрывается без видимых следов несогласия породами викуловской свиты. По характеру литологии свита разделяется на 2 пачки: нижнюю и верхнюю. Нижняя пачка отличается существенно глинистым составом. Верхняя же пачка содержит, кроме глин, алевролиты и алевриты с прослоями известняков. Характерно обилие линз и гнезд песчаного материала. Наиболее выдержана на больших территориях нижняя пачка. Она является хорошим маркирующим горизонтом. Общая толщина свиты 50-65м.

Викуловская свита (апт-альб). Залегает на кошайской и перекрывается ханты-мансийской свитой. Подразделяется с некоторой долей условности на 2 подсвиты. Нижняя подсвита сложена морскими глинисто-алевритовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков. Вверх по разрезу количество алевритового материала увеличивается. Содержит включения обугленных растительных остатков, желваки сидерита. Возраст ее по положению в разрезе и спорово-пыльцевым комплексам принят в объеме верхов позднего апта. Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчаный состав с линзами и прослоями глин. Глины серые и темно-серые, обогащенные алевритовым материалом.

Песчаные и алевролитовые пласты часто имеют микрослоистое линзовидное строение. Во многих случаях трудно проследить песчано-алевритовые пласты по площади. Линзы связаны друг с другом взаимопереходами, придающими коллектору пластово-массивное строение. С отложениями викуловской свиты на Красноленинском воде связаны залежи нефти.

Толщина викуловской свиты на Краснолениинском своде 120-130 м.

Ханты-мансийкая свита согласно залегает на породах викуловской и перекрывается отложениями уватской свиты. По литологическому составу разделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Общая толщина ханты-мансийской свиты равна 240-26+60 м.

Уватская свита согласно залегает на породах ханты-мансийской и перекрывается кузнецовской свитой. Несколько условно разделяется на 2 пачки: нижнюю - глинисто-алевролитовую и верхнюю - алевролито-песчаную. Слагается серыми и зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами с многочисленными обугленными органическими остатками. Толщина свиты 225-250 м.

Кузнецовская свита трансгрессивно залегает на подстилающих отложениях уватской свиты. Свита представлена темно-серыми глинами, серыми и зеленовато-серыми глинами, с единичными прослойками алевролитов, реже глауконитовых песчаников. Содержит многочисленные остатки фауны пелеципод, лингул, аммонитов, рыб, пиритизированный и обугленный растительный детрит. Общая толщина свиты 35-50 м.

Березовская свита повсеместно развита в пределах изучаемого района. Свита согласно залегает на породах кузнецовской и без видимого перерыва перекрывается отложениями ганькинской свиты.

Свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена серыми, темно-серыми и голубовато-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами. С запада на восток отмечается уменьшение степени опоковидности пород подсвиты и появление прослоев алевролитов и песчаников.

Верхняя подсвита представлена серыми, а в верхней части - зеленовато-серыми глинами, опоковидными, с редкими прослоями опок, с обломками пелеципод, чешуей рыб, лингул, с богатыми комплексами радиолярий и фораминифер.

На основании этих данных возраст березовской свиты принят в объеме верхов позднего турона, коньяка, сантона, нижнего кампана и большей части позднего кампана. Общая толщина березовской свиты 180-240 м.

Ганькинская свита - в пределах изучаемого района распространена повсеместно. Ганькинская свита представлена характерной толщей известковистых зеленовато-серых глин, иногда опоковидных, с прослоями алевролитов и мергелей. Мощность известковых глин уменьшается в северном направлении. Толщина свиты 50-75 м.

Кайнозойская группа

Палеогеновая система

Палеогеновые отложения широко развиты в пределах Красноленинского района. Они согласно залегают на меловых отложениях. Отложения палеогеновой системы представлены всеми тремя отделами: палеоценовым, эоценовым и олигоценовым. Палеоцен, эоцен и часть олигоцена сложены преимущественно морскими осадками. Породы верхов нижнего, среднего и верхнего олигоцена имеют континентальный генезис. В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

Талицкая свита имеет широкое распространение в пределах изучаемого района. Свита разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми, массивными глинами, участками глауконитовыми, с редкими линзами сидеритов и алевритистого материала. В западной части района аргиллиты имеют зеленовато-серую окраску.

Нижняя часть верхней подсвиты талицкой свиты представлена темно-серыми, почти черными глинами с многочисленными гнездами и линзами, выполненными алевролито-песчаным материалом и редкими прослоями алевролитов. Породы содержат стяжение пирита, глауконита. Верхняя часть подсвиты представлена однородными, тонкоотмученными, иногда опоковидными глинками. Возраст свиты по положению в разрезе принят в объеме палеоцена. Общая толщина талицкой свиты 130-150 м.

Люлинворская свита (эоцен). Породы свиты имеют повсеместное распространение в пределах Красноленинского района. Они согласно залегают на породах талицкой свиты и без следов видимого перерыва перекрываются отложениями тавдинской свиты.

Свита разделена на три подсвиты. Нижняя подсвита представлена опоками и опоковидными глинами серыми, с присыпками кварцево-глауконитового песка в нижней части. В подошве подсвиты часто наблюдается пака зеленовато-серых кварцево-глауконитовых песчаников. По определениям фораминифер, радиолярий и положению в разрезе возраст подсвиты принимается в объеме раннего и среднего эоцена.

Средняя подсвита сложена диатомитами и диатомовыми глинами, светло-серыми, иногда алевритистыми с неровным и полураковистым изломом. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст свиты принимается в объеме низов позднего эоцена.

Породы верхней подсвиты характеризуются зеленовато-серыми и темно-серыми тонкослоистыми диатомовыми глинами. В глинах отмечаются ходы червей, желваки марказита. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст подсвиты условно принят в объеме средней части позднего эоцена. Отложения свиты охарактеризованы фауной фораминифер с Textularia Corinatiformis, радиоляриями, комплексами диатомовых Coscinodiscus. Общая толщина свиты 200-225 м.

Тавдинская свита имеет почти повсеместное распространение в пределах Красноленинского района.

Свита сложена толщей голубовато-зеленых и оливково-зеленых пластичных глин с тонкими линзочками светло-серого алевритового материала. Характерны стяжения марказита, иногда отмечаются обломки пелеципод, чешуя рыб. На отдельных участках в подошве свиты встречается пласт глауконитового глинистого песчаника. Общая толщина тавдинской свиты 120-160 м.

Атлымская свита. Породы свиты залегают на отложениях тавдинской свиты согласно или участками с небольшим перерывом. Свита сложена аллювиальными, аллювиально-озерными и озерными светло-серыми кварц-полевошпатовыми, сахаровидными мелко- и разнозернистыми песками с прослоями зеленых и бурых глин. Мощность свиты 60-80 м.

Новомихайловская свита. Свита сложена чередованием серых и бурых глин, алевролитов, серых и светло-серых кварцевых и кварц-полевошпатовых песков с прослоями и пластами углей и лигнитов. Породы обогащены растительными остатками, содержит пирит и ярозит. Отложения свиты содержат фауну млекопитающих, отпечатки листьев, споры и пыльцу. С учетом положения в разрезе возраст свиты принимается в объеме среднего олигоцена. Толщина свиты 50-70 м.

Журавская свита (верхний олигоцен) распространена в восточной части Красноленинского района. Залегает на отложениях новомихайловской свиты и с перерывом перекрывается четвертичными отложениями. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевритов, с включениями глауконита. По диатомовым водорослям и спрово-пыльцевым комплексам с учетом положения в разрезе возраст журавской свиты принят в объеме низов позднего олигоцена. Толщина ее 10-30 м.

Неогеновые отложения на данной территории отсутствуют. Четвертичные отложения несогласно перекрываю различные горизонты палеогеновых пород от журавской свиты на востоке до чеганской свиты на западе.

Четвертая система

Четвертичные образования имеют повсеместное распространение. Отложения четвертичного возраста представлены супесями, песками серыми и желтовато-серыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке изучаемой территории развиты ледниковые отложения, в составе которых встречаются различные по размерам отторженцы. Наиболее крупными из них являются: отторженец эоценовых опоковидных глин в районе г. Ханты-Мансийска и отторженец нижне-среднеолигоценовых пород (новомихайловская и атлымская свиты) в районе пос. Малый Атлым. Размеры отторженцев по площади достигаются 3-5 км² и высотой до 100 м.

.1.2 Тектоника

Согласно схеме тектонического районирования Красноленинский свод расположен в западной части Мансийской синеклизы. Синеклиза вытянута с севера на юг на 800-900 км при ширине до 400 км. Подошва чехла в ее наиболее глубокой части опущена на глубину до 4,0-4,5 км. В современном плане депрессия асимметрична - ее ось смещена к восточному борту. Красноленинский свод приурочен к северо-восточной части обширного Шаимско-Айторского антиклинория, собственно Айторскому антиклинорию и разделяющей их позднепалеозойской депрессии. Гранитизированное ядро антиклинория отображается на современном структурном плане доюрского комплекса и наследуется Красноленинским сводом - структурой первого порядка платформенного чехла.

Свод представляет собой вытянутую с юго-востока на северо-запад мегабрахиантиклиналь (размер 115-165 км. Амплитуда по кровле доюрских пород порядка 400-450 м), осложненную несколькими куполовидными поднятиями и разделяющими их прогибами. Это Ендырское и Поттымецкое куполовидные поднятия, Кальмановский, Северо-Ингинский и Южно-Талинский прогибы. Красноленинский свод на юге, востоке граничит с Ханты-Мансийской впадиной, на севере, северо-западе его склоны переходят в Шеркалинский мегапрогиб (через Мутомскую котловину). На юго-западе небольшой Западно-Сеульской седловиной и Южно-Талинским прогибом свод отделяется от Шаимского мегавала.

В вертикальном разрезе фундамента выделяется два структурно-формационных этажа: нижний и верхний. Нижний этаж (комплекс складчатого основания) представлен метаморфизованными породами докембрия и палеозоя, прорванными интрузиями различного возраста и состава. Между нижним этажом и осадочным чехлом выделяется промежуточный комплекс - верхний этаж, который представлен вулканогенно-осадочными образованиями триасового возраста.

.2 Характеристика продуктивных пластов

.2.1 Доюрские отложения

К образованиям фундамента относятся складчатые и метаморфизованные породы докембрия, палеозоя и триаса (Сурков, Жеро, 1981; Бочкарев, Криночкин, 1988). Докембрийский возраст имеют биотитовые, хлорит-серицитовые сланцы и амфиболиты, вскрытые скважинами на Ем-Еговской, Пальяновской и Каменной площадях. Палеозойские отложения установлены на всей территории Красноленинского свода. Они представлены кварцевыми песчаниками, кварцитами, различными сланцами, карбонатными и зеленокаменно-измененными эффузивными породами девона и карбона. Комплекс пород прорван позднепалеозойскими гранитоидами.

На западных и юго-западных склонах Красноленинского свода развит триасовый вулканогенно-осадочный комплекс, выполняющий узкие грабенообразные впадины. По поверхности доюрского фундамента развиты преимущественно каолинитовые породы коры выветривания (пермь-ранний триас?) мощностью до 15 м. с корой выветривания и (или)с вулканогенно-осадочным комплексом обычно связывают нефтеносность доюрских образований.

.2.2 Отложения шеркалинской свиты

Геологическому строению шеркалинской свиты посвящено большое количество публикаций, и поэтому кратко остановимся только на основных чертах нижнеюрского осадконакопления.

К началу юрского этапа осадконакопления Красноленинский свод представлял собой среднегорную возвышенность-плато. Современный рельеф поверхности доюрских образований в значительной степени сохранил черты палеорельефа, несмотря на его интенсивную денудацию в условиях теплого, гумидного климата. Этот вывод подтверждается и общим характером юрской седиментации в Западной Сибири. Как правило, самые древние отложения комплекса заполняют наиболее погруженные части палеорельефа фундамента, а на его выступах разрез обычно редуцирован и представлен только более молодыми образованиями. Установлено, что площадь распространения молодых образований с течением времени увеличивалась за счет вовлечения склонов выступов и плато в зоны осадконакопления.

В накоплении нижнеюрских отложений отчетливо выделяются два цикла. Первый начался в плинсбахе накоплением грубозернистых пород горизонта ЮК11 и завершился в раннем тоаре накоплением алевролито-глинистых отложений тогурской пачки. Второй такой же цикл, датируемый второй половиной раннего - поздним тоаром, ранним и началом позднего аалена, привел к накоплению порд горизонта ЮК10 и завершился формированием углисто-алевролито-глинистой радомской пачки.

Пласт ЮК11 несогласно залегает на образованиях фундамента и коре выветривания и представлен светло-серыми, преимущественно кварцевыми грубозернистыми песчаниками и гравелитами с прослоями глинистых алевролитов и углистых аргиллитов, количество которых увеличивается вверх по разрезу. Вверх по разрезу отмечается и уменьшается грубости зерна в песчаниках. Пласт ЮК11 распространен локально, выполняя наиболее погруженные участки палеорельефа, мощность отложений по площади меняется от 0 до 60 м. резкое сокращение толщин пласта, наблюдаемо около выступов фундамента, происходит за счет выпадения нижней его части.

Пласт ЮК11 не является однородным песчаным телом, а представляет собой несколько песчано-гравелитовых пластов, разделенных прослоями и пачками глин. На юге площади в результате детальной корреляции и анализа водонефтяных контактов пласт ЮК11 разделен на два подсчетных объекта ЮК111 и ЮК112.

Пласт ЮК11 перекрывается тогурской глинистой пачкой, в которой выделяется пласт ЮК110, на изучаемой площади водоносный. Мощность глинистой пачки в среднем составляет 8-10 м, по площади она изменяется от 0 до 74 м. отложения тогурской пачки широко распространены в пониженных участках и полностью отсутствуют на приподнятых участках фундамента.

Пласт ЮК10 располагается выше по разрезу. В нижней его части развиты серые кр/з песчаники и гравелиты, сцементированные м/з песчаным материалом. Вверх по разрезу наблюдается постепенный переход к м/з песчаникам и алевролитам. Встречаются прослои (темно-серых до черных) алевритистых комковатых аргиллитов и алевролитов с "намывами" глинисто-углистого материала. По описаниям керна в основании пласта ЮК10 часто встречаются конгломераты, состоящие из обломков осадочных пород, сменяющимися вверх по разрезу гравелитами с кварцевыми обломками и разнозернистыми песчаниками. В породах этого горизонта отмечена горизонтальная, горизонтально-волнистая, часто прерывистая и градационная слоистость. На возвышенных участках фундамента мощность пласта сокращается вплоть до полного выклинивания. В районах отсутствия пласта ЮК10 породы горизонта залегают непосредственно на доюрских образованиях.

Выше по разрезу вскрыта пачка темно-серых и черных глин (радомская пачка), по внешнему облику и составу похожая на отложения тогурской пачки. В ее верхней части также развиты наиболее тонкоотмученные аргиллитоподобные глины. В радомской пачке встречаются прослои и линзы песчаников и алевролитов, которые выделяются в пласт ЮК100. Распространение пласта по площади неравномерно. Мощность увеличивается в северное направлении. Осадконакопление также контролировалось выступами фундамента, несколько расширяясь на склоны поднятий. При этом на относительно приподнятых участках накапливались, в основном, отложения пласта ЮК100 или же отложения ЮК10, но сокращенной мощности.

Отложения пласта ЮК10 имеют русловой или дельтово - эстуариевый генезис, характеризуются менее грубозернистым и более кварцевым составом песчаных толщ. Перекрывается пласт ЮК10 радомской пачкой глин, образование которой связано с эвстатическим поднятием уровня моря.

Общая мощность шеркалинской свиты варьирует от 0 до 180 м. Полоса распространения этих отложений шириной от 8 до 15 км в плане имеет извилистые границы, протягиваясь с севера на юг расстояние до 144 км.

.2.3 Отложения тюменской свиты

Отложения шеркалинской свиты перекрываются среднеюрскими (аален - байос - бат) породами тюменской свиты. На локальных поднятиях, где шеркалинская свита отсутствует, тюменская свита залегает на доюрском фундаменте. В пределах Красноленинского свода мощность тюменской свиты изменяется от 0 до 330 м, на Талинской площади - от 178 до 330 м. в свите выделяется восемь продуктивных пластов (ЮК2 - ЮК9. В пределах Талинской площади разделы между продуктивными пластами ЮК4-5, ЮК6-7, ЮК8-9 приурочены к углистым пачкам, прослеживаемым в пределах всей изучаемой площади. Реперные пачки содержат, как правило, от 1 до 3-4 углистых прослоев различной толщины (от 0,4 до 2 м), толщина раздела между пластами ЮК8-9 и ЮК6-7 изменяется от 1 до 12 м, между пластами ЮК6-7 и ЮК4-5 - от 1 до 11 м. продуктивные пласты ЮК2-3 и ЮК4-5 разделены пачкой плотных аргиллитов толщиной от 1 до 9 м. проницаемые песчано - алевритовые пропластки в пределах пластов группы ЮК2-9 имеют толщину от 4 до 15 м, распространены по площади прерывисто, объединяются по разрезу в единые коллекторские пачки лишь в отдельных редких зонах в плане, а часто вообще изолированы друг от друга. Расчлененность продуктивных пластов в пределах скважин изменяется от 1 до 1. Коэффициенты песчанистости в стратиграфических границах изменяются от 0 до 0,73, а от кровли до подошвы коллекторов от 0,04 до 1. На значительной части Талинской площади по всем продуктивным пластам тюменской свиты имеются зоны полного отсутствия коллекторов.

Для выяснения обстановок осадконакопления и морфологии распространения песчаных тел в отложениях тюменской свита была проведена детальная корреляция и выделены циклы осадконакопления. Основными критериями при проведении корреляции являлась относительная

синхронность осадконакопления в процессе формирования циклов, сравнительная выдержанность их по площади и общей толщине, относительная общность каротажных фаций.

.2.4 Отложения абалакской свиты (пласт ЮК1)

Отложения абалакской свиты (пласт ЮК1) представлены переслаивающимися отложениями глинистых и каронатно-кремнистых пород, и расчленяются на две части - верхнюю, преимущественно кремнистую и нижнюю, преимущественно глинистую. В каждой части выделено по два цикла, которые довольно уверенно коррелируются по показаниям методов ГИС. Общая мощность абалакской свиты меняется от 15 до 45 метров, сокращаясь на сводах поднятий и разращиваясь в северно-западном направлении. Закономерно с раскрытием верхнеюрского морского бассейна. Отложения свиты накапливались при низких скоростях седиментации и характеризуют начало некомпенсированного осадконакопления в относительно глубоководном верхнеюрском морском бассейне.

По данным испытаний продуктивные отложения абалакской свиты концентрируются, в основном, в пределах Ем-Еговского поднятия. На Талинской площади они выявлены только в северной части. Поэтому подсчет запасов абалакской свиты выполнен по северной части Талинской площади.

В отложениях абалакской свиты выделены два типа коллектора - трещинно-кавернозные карбонатизированные маломощные прослои, которые встречаются в каждом из выделенных циклов, и трещиноватые аргиллиты, которые распространены по всей толще отложений. Мощность карбонатных прослоев меняется от 0,4 до 3 метров, в среднем составляя 1,6 метр. Максимальные области распространения карбонатизированных прослоев с трещинно-кавернозным типом пористости характерны для 3-го и 2-го циклов и приурочены, в основном, к склону Ем-Еговского поднятия. В пределах Талинской структуры на север, запад и юго-запад мощность карбонатизированных прослоев резко сокращается.

.2.5 Отложения баженовской (нижнетутлеймской) свиты (пласт ЮК0)

Кровля баженовской (нижнетутлеймской) свиты является региональным репером на Красноленинском своде и уверенно выделяется по высоким значениям на диаграммах КС, АК и ГК, при этом отмечается резкий всплеск на кровле свиты. Показания каверномера соответствуют номинальному диаметру ствола скважины.

Коллекторами в баженовской свите являются прослои кремнистых и карбонатных пород с вторичной пористостью порово-трещинного типа. Кремнистые и карбонантные прослои с вторичной пористостью развиты во всех 4-х циклах, но максимальные области распространения и максимальная эффективная мощность приурочены ко второму и третьему циклам. В целом, при сложении карт, построенных отдельно по циклам, области распространения коллекторов с вторичной пористостью перекрываются, за исключением северо-западных районов.

Возможные механизмы формирования коллекторов с вторичной пористостью аналогичны формированию коллекторов абалакской свиты. Детальная модель формирования зон трещиноватости и аномально-высокого пластового давления предложена Н.В. Лопатиным и др. Основной причиной формирования зон интенсивной трещиноватости и АВПД авторы считают процессы массовой генерации нефти. На основании изучения современных аналогов баженовской свиты в Северном море установлено, что по мере приближения комплекса осадков к пику генерации нефти АВПД увеличивается. Вне очагов нефтеобразования, в катагенетически "незрелой" зоне, пластовые давления близки к гидростатическим. Предполагается, что

ловушки в баженовской свите появляются при воздействии на очаг активной генерации нефти глубинного разлома, уходящего своими "корнями" в фундамент. Вдоль разлома происходит повышенный конвективный нефтеперенос. В пределах ослабленных зон очага активной генерации нефти может образоваться определенный дефицит пластового давления по сравнению с окружающими участками.

.2.6 Отложения викулоской свиты (пласт ВК1)

Отложения викуловской свиты на Талинской площади малоперспективны, так как в основном пласт водонасыщен. Корреляция отложений викуловской свиты выполнена согласно с выделением этого подсчетного объекта на Ем-Еговской и Каменной площадях, где отложения викуловской свиты являются основными объектами разработки.

Песчаные тела викуловской свиты сформировались после продолжительной трансгрессии, с которой связано образование абалакской, тутлеймской глин и залегают на преимущественно алевритовых отложениях фроловской свиты. Большинством исследователей отложения викуловской свиты относятся к образованиям дальней зоны шельфа. Песчаные образования распространены практически по всей площади изучаемого участка, но области нефтенасыщенности имеют очень ограниченное распространение.

скважина ремонт нефтяной месторождение

2.3 Свойства и состав нефти, газа и пластовой воды

На месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов ЮК10 (146 скважин) и ЮК11 (18 скважин). Глубинные пробы нефти отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300. Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяных газов определялся методом газожидкостной хромотографии на приборах типа ЛМХ-8МД. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин.

Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений (до23 МПа) и высоких пластовых температур (до 105єС). Свойства нефтей в пределах залежей изменяются в широком диапазоне. Так, газосодержание составляет от 140 м3/м3. Давление насыщения нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объема исследований) равно или выше пластового давления. Плотность разгазированной нефти невелика (780-825 кг/м3), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и с выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси в депрессионной воронке.

В таблице 2 представлен диапазон изменения компонентного состава нефтяного газа, разгазированной нефти и пластовой нефти. Молярная доля метана в пластовых нефтях горизонта ЮК10 изменяется в широких пределах (22-44%). В нефтях пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32%. Для нефти обоих горизонтов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, что характерно для нефтей Западной Сибири.

Нефть пласта ЮК11 тяжелее, диапазон изменения молекулярной массы составляет 85-95, в то время как в нефти пласта ЮК10 он равен 67-89.

Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100.

Разгазированные нефти пластов ЮК10, ЮК11 малосернистые, с выходом фракций до 350єС больше 45%, парафинистые, малослоистые, маловязкие, легкие.

Технологический шифр нефти - 1Т1П2.

Так как основные запасы нефти сосредоточены в горизонтах ЮК10, ЮК11 рассмотрим состав пластовых вод указанных горизонтов.

Анализ данных по химическому составу вод показал, что на обоих пластах отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатного типов. Исследуемая пластовая вода нестабильна в отношении образования карбонатов кальция и магния. Были проведены исследования химического состава воды, pH по скважинам и на основании полученных данных сделан расчет показателя стабильности. Было установлено, что 30% обследованного фонда скважин имеют попутно добываемую воду с показателем стабильности более 0,5. Это говорит о том. Что эти скважины являются солеобразующими. В связи с этим проводятся мероприятия, направленные на борьбу с отложениями солей в скважинах.

. Технологическая часть

.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

В данном разделе представлено поэтапное обобщение проектов разработки Красноленинского месторождения в пределах Талинского лицензионного участка.

Выявлены различия проектных показателей, причины их появления как горно-геологические, так и технологические.

Определены основные принципы и положения документов.

Проанализированы мнения и идеи авторских коллективов, выполнявших проектирование, определены их основные отличия от современных представлений.

Выявлены отклонения, допущенные на этапах реализации проектов, их последствия в области добычи нефти и эффективности разработки.

Представленный раздел является основой для восстановления истории проектирования Талинской площади Красноленинского месторождения и проведения дальнейшего анализа его разработки.

Талинская площадь введена в разработку в 1981 году.

Объектам разработки на Талинской площади являются продуктивные пласты:

ВК 1	викуловская свита;
ЮК 1	абалакская свита;
ЮК 2-*9	тюменская свита;
ЮК 10	шеркалинская свита;
ЮК 11	шеркалинская свита;
КВ	доюрский комплекс.

За всю историю разработки площади было утверждено четыре проектных документа (в 1980, 1984, 1987 и 1992 годах) (табл. 3.1):

·        Технологическая схема разработки Талинской площади (протокол ЦКР №884 от 01.10.1980 г.).

·        Технологическая схема разработки Талинской площади (протокол ЦКР №1095 от 25.07.1984 г.).

·        Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (протокол ЦКР №1276 от 23.12.1987 г.).

·        Технологическая схема разработки Талинской площади (протокол №1427 от 16.04.1991 г.). "Дополнительная записка к технологической схеме", (протокол ЦКР №1462 от 28.02.1992 г.).

В настоящее время на рассмотрении ЦКР (ФГУ "ЭКСПЕРТНЕФТЕГАЗ") находится проектный документ на разработку пластов тюменской свиты - "Технологическая схема опытно-промышленной разработки участков пластов ЮК2-9 Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения в границах Талинского лицензионного участка".

Эксплуатация объекта ВК1 осуществляется на основании плана пробной эксплуатации разведочной скважины, утверждаемого ежегодно УТО Госгортехнадзора.

По объекту КВ (кора выветривания) в настоящее время осуществляется составление технологической схемы ОПР с завершением в 2004 году.

Также, в 2003 году ОАО "ЦГЭ" завершен подсчет начальных геологических запасов нефти продуктивных пластов Талинской площади. В настоящее время выполняется подсчет извлекаемых запасов нефти и составление Проекта разработки по всем объектам.

Основные технологические показатели утвержденных ЦКР проектных документов приведены в табл. 3.2. Динамика изменений проектных уровней добычи нефти по проектным документам приведена в табл. 3.3.

.2 Технологическая схема разработки Талинской площади Красноленинского месторождения (1991 г.)

В 1991 году на рабочей комиссии ЦКР МНП была рассмотрена новая технологическая схема разработки Талинской площади (протокол №1427 от 16.04.1991 г.).

Необходимость составления новой технологической схемы была вызвана следующими обстоятельствами:

·        пересчетом и утверждением ГКЗ СССР балансовых и извлекаемых запасов нефти (протокол №11013 от 1.03.1990 г. И протокол №13 от 19.02.1992 г.);

·        уточнение особенностей геологического строения продуктивных пластов;

·        уточнение фильтрационно-емкостных свойств коллектора и, в связи с этим, структуры запасов нефти;

·        изменением представлений о процессе выработки запасов нефти продуктивных пластов.

После рассмотрения технологической схемы Рабочей комиссией ЦКР (с учетом экспертизы ВНИИ) было рекомендовано доработать технологическую схему:

·        по разрабатываемым участкам построить карты выработки запасов;

·        уточнить технологические показатели по вариантам разработки с целью выхода на утвержденный коэффициент нефтеотдачи;

·        представить расчеты по альтернативному варианту с водогазовым воздействием;

·        расчеты технологических показателей представить раздельно по традиционным и новым технологиям воздействия.

С учетом рекомендаций Рабочей комиссии ЦКР, в 1992 на рассмотрение была представлена "Дополнительная записка к технологической схеме", решения которой были утверждены протоколом №1462 от 28.02.92 г.

За период, прошедший после составления предыдущей технологической схемы, при проведении авторских надзоров отдельные проектные решения были уточнены, в частности:

·        увеличено давление нагнетания на пласт ЮК10 с 15 МПа до 18 МПа (протокол ЦКР №1223 от 19.11.86 г.);

·        временно отказались от разбуривания I и II залежей пласта ЮК11, сосредоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10 (протокол Главтюменнефтегаза №57 от 30.08.86 г.);

·        предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектных нагнетательных скважин, находящихся в отработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления разрешен перевод скважин под нагнетание без длительной отработки;

·        предложена организация совместной разработки пластов ЮК10 и ЮК11 (протокол ЦКР №1223 от 19.11.86 г.);

·        рекомендовано усиление системы заводнения в зонах с пониженным пластовым давлением путем поперечного разрезания и создания блочно-замкнутых систем разработки (протокол ЦКР МНП от 17.10.1988 г.);

·        принято решение о внедрении насос6ного способа добычи (ЭЦН, ШГН) в связи с отсутствием газлифтных компрессорных станций;

·        предусмотрено уплотнение сетки скважин.

В "Дополнительной записке к технологической схеме разработки Талинской площади" предусматривалось двухстадийное разбуривание на участках расширения площади нефтеносности: на начальной стадии - плотность сетки 36 га/СКВ, в последующем уплотнение до 18 га/СКВ. Одновременно с основным фондом принято решение о бурении дополнительных скважин в зонах стягивания запасов нефти. ЦКР "Главтюменнефтегаза" при рассмотрении текущего состояния разработки площади утверждены основные направления по совершенствованию технологии разработки (протокол №1095 от 17.04.1989 г.).

На дату составления технологической схемы (1990 г.) получена новая информация о параметрах пласта и закономерностях нефтеизвлечения. Были проведены следующие исследования:

·        гидродинамические исследования, определяющие забойные, пластовые давления, продуктивность приемистость, гидропроводность и пьезопроводность пласта, сообщаемость пласта между скважинами;

·        потокометрия, устанавливающая характер и интенсивность притока жидкости в интервалах продуктивной толщи разреза скважинами;

·        задачка индикаторов, выявляющая зоны и направления повышенных скоростей фильтрации.

·        В 1988-1989 годы прошли испытания ряд технологий:

§  технология циклического заводнения (опыт циклической закачки показал необходимость ее применения);

§  испытана технология применения повышенных давлений нагнетания воды в низкопроницаемых коллекторах (установлено, что в зависимости от напряженного состояния, проницаемости, крепоси пород пласта и других факторов оптимальное давление нагнетания по площади может изменяться от 19 до 25 МПа);

§  в 1989 году на Талинской площади было проведено две операции по гидроразрыву пласта (в добывающей и нагнетательной скважинах), оказавшиеся недостаточно эффективными. Сделан вывод, что для эффективного проведения гидроразрыва необходимо создание других модификаций технологии. Наиболее полно учитывающих геолого-физические особенности пластов;

§  в 1989 г проводились работы по воздействию на ПЗП двумя типами вибраторов - забойным и устьевым. Виброметоды использовались для перевода скважин под нагнетание и восстановления приемистости нагнетательных скважин. Сделаны выводы о том, что, виброобработка позволяет существенно увеличить эффективность глинокислотных обработок ПЗП при переводе скважин под нагнетание и восстановлении приемистости пласта.

За период 1987-1989 годы на площади начато проведение опытно-промышленных работ по изучению физико-химических методов воздействия на пласт:

·        применение полимердисперсных систем;

·        ограничение водопритоков в добывающих скважинах химреагентами;

·        регулирование профилей приемистости нагнетательных скважин состава на основе силиката натрия, гипана, хлористого кальция;

·        обработка призабойных зон нагнетательных скважин ПАВ и растворителями;

·        обработка призабойных зон в добывающих скважинах растворителями и их композициями;

·        щелочное заводнение.

Результаты пересчёта запасов, апробации новых технологических решений, отраженные в авторских надзорах, были учтены в технологической схеме.

Утвержденный ЦКР вариант технологической схемы предусматривает следующие проектные решения:

выделение двух эксплуатационных объектов (пласты ЮК10 и ЮК11);

уровни добычи нефти в 1992 году - 7,18 млн. т,

в 1995 году - 5,19 млн. т,

в 2000 году - 4,87 млн. т;

проектный уровень добычи жидкости - 116,8 млн. т/год;

проектный уровень закачки воды - 140,1 млн. м3/год;

добыча нефтяного газа в 1992 году - 378,6 млн. м3,

в 1995 году - 996,5 млн. м3,

в 2000 году - 935,0 млн. м3;

переход с блоковой трехрядной на очагово-избирательную систему (плотность сетки - 18 га/СКВ, с 46 блока - 24 га/скв);

выбор скважин под нагнетание осуществляется в индивидуальном порядке с учетом особенностей геологического строения продуктивных пластов;

бурение 1405 скважин уплотняющего фонда на участках пласта с ухудшенными фильтраионно-емкостными свойствами при общем проектном фонде 7468 скважин, в том числе 5136 добывающих и 2332 нагнетательных;

испытании метода водогазового воздействия на низкопроницаемых коллекторах опытного участка в южной части Талинской площади с проектным уровнем годовой закачки газа - 1450 млн. м3; по результатам опытно-промышленных работ по водогазовому воздействию решить вопрос о промышленном внедрении этого метода на Талинской площади;

давление на устье водонагнетательных скважин - 18 МПа, газонагнетательных - 35 МПа;

коэффициент нефтеизвлечения (С1+С2) - 0,25 (соответствует утвержденному ГКЗ).

Таким образом:

.        На 01.01.2010 год разработки Талинской площади Красноленинского месторождения было утверждено четыре проектных документа.

.        За период составления проектной документации, в результате уточнения геологической модели, утвержденные балансовые и извлекаемые запасы нефти по площади увеличились в 2,8 раза.

.        Несмотря на большое количество научно-исследовательских работ. Выполненных различными институтами, так и не удалось установить основные закономерности процесса выработки запасов и определиться с коэффициентом извлечения нефти, который изменялся от проекта к проекту, динамика изменения КИН приведена на рис. 3.1.

.        В течение действия всех утвержденных документов проектные уровни добычи нефти не выполнялись.

.        В оценках добывного потенциала Талинской площади позиции авторских коллективов различались существенным образом от 3500 тыс. т (Тех. схема 1980 г.), до 17400 тыс. т (Тех. схема 1984 г.) (см. табл. 3.1).

.        В процессе разработки месторождения приходилось вносить существенные корректировки в проектные решения. В ряде случаев эти изменения носили вынужденный характер, отражая сложившийся постфактум.

.        Целый ряд программных работ по внедрению новых технологий разработки месторождения (например, метод водогазового воздействия), либо не выполнялся, либо работы были выполнены с существенными отклонениями.

Рис. 3.1. Динамика изменения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения по дате проектирования

.3 Технологическая схема ОПР пластов ЮК2-9 Талинской площади (2003 г.)

Новой технологической схемой предусмотрено выделение в толще пластов тюменской свиты двух эксплуатационных объектов ЮК2-5 и ЮК6-9.

Объект ЮК2-5

ð       размещение 445 эксплуатационных скважин по семиточечной обращенной схеме с плотностью 21,6 га/СКВ. В границе 8-ми метровой изопахиты, в том числе 297 добывающих скважин; 148 - нагнетательных (в т. ч. 24 - совместно-раздельная закачка).

ð       строительство фонда вспомогательных и специальных скважин - 21 ед.;

ð       проведение мероприятий по большеобъемному гидроразрыву пластов на вводимых из бурения добывающих скважинах, всего 206 скважино-операций (на полное развитие), в том числе проведение большеобъемных ГРП на период ОПР (2003-2007 гг.) всего 48 скважино-операций;

ð       проведение малообъемны ГРП на скважинах нагнетательного фонда всего 119 скважино-операций для обеспечения необходимой приемистости скважин (на полное развитие), в том числе проведение малообъемных ГРП на период ОПР (2003-2007 гг.) всего 11 скважино-операций;

ð       внедрение гидроразрыва пласта по технологии "Sitle Frac" на новых добывающих скважинах в ВНЗ; всего 20 скважино-операций (на полное развитие);

ð       проведение повторного ГРП; всего 121 скважино-операция (на полное развитие), в том числе проведение повторного ГРП на период ОПР (2003-2007 гг.) всего 6 скважино-операций;

ð       внедрение технологии гидравлического разрыва пласта во вторых стволах при их размещении в нефтяных зонах; всего 56 скважино-операций (на полное развитие);

ð       проведение на поздней стадии разработки операций по зарезке бокового ствола в скважинах, выполнивших проектное назначение. Количество планируемых ЗБС - 73 скважино-операции;

ð       при благоприятных условиях предусмотрено осуществить перевод отработавших свое назначение скважин с объекта ЮК10-ЮК11 в количестве 168 скважин;

ð       реализация программы опытно-промышленных и исследовательских работ.

Выполнение всего комплекса мероприятий по рекомендуемому варианту разработки месторождения обеспечит:

нарастающую до 2015 года добычу нефти с выходом на проектный уровень - 895,1 тыс. т/год продолжительностью 2 года;

добычу нефти за весь период разработки - около 20,2 млн. т., при добычи жидкости - 89,1 млн. т;

при условии реализации системы ППД с уровнем компенсации на конец расчетного периода 121,2% потребуется закачка в пласты не менее 115 млн. м³ воды,

достижение коэффициента извлечения нефти по участку залежей нефти пластов ЮК2-5 Талинской площади в целом 0,297 доли ед.

Объект ЮК6-9

ð       размещение 170 эксплуатационных скважин по семиточечной обращенной схеме с плотностью 21,6 га/СКВ. В границе 8-ми метровой изопахиты, в том числе 113 добывающих скважин; 57 - нагнетательных (в т. ч. 24 - совместно-раздельная закачка). Объемы эксплуатационного бурения составят - 315,3 тыс. м.

ð       проведение мероприятий по большеобъемному гидроразрыву пластов на вводимых из бурения добывающих скважинах, всего 101 скважино-операций (на полное развитие);

ð       в том числе проведение большеобъемных ГРП на период ОПР (2003-2007 гг.) всего 4 скважино-операции;

ð       проведение малообъемных ГРП на скважинах нагнетательного фонда всего 56 скважино-операций для обеспечения неоходимой приемистости скважин (на полное развитие);

ð       внедрение гидроразрыва пласта по технологии "Sitle Frac" на новых добывающих скважинах в ВНЗ; всего 11 скважино-операций (на полное развитие);

ð       проведение повторного ГРП; всего 69 скважино-операция (на полное развитие);

ð       внедрение технологии гидравлического разрыва пласта во вторых стволах при их размещении в нефтяных зонах; всего 25 скважино-операций (на полное развитие);

ð       проведение на поздней стадии разработки операций по зарезке бокового ствола в скважинах, выполнивших проектное назначение. Количество планируемых ЗБС - 41 скважино-операция;

ð       при благоприятных условиях предусмотрено осуществить перевод отработавших свое назначение скважин с объекта ЮК10-ЮК11 в количестве 44 скважины;

Выполнение всего комплекса мероприятий по рекомендуемому варианту разработки обеспечит:

нарастающую до 2019 года добычу нефти с выходом на проектный уровень - 548,4 тыс. т/год продолжительностью 2 года;

добычу нефти за весь период разработки - около 8,8 млн. т., при добычи жидкости - 33,2 млн. т;

при условии реализации системы ППД с уровнем компенсации на конец расчетного периода 109,7% потребуется закачка в пласты не менее 39,0 млн. м³ воды,

достижение коэффициента извлечения нефти по участку залежей нефти пластов ЮК6-9 Талинской площади в целом 0,274 доли ед.

В целом по объектам разработки ЮК2-5 и ЮК6-9

·        общий проектный фонд составит 745 скважин, в том числе 520 добывающих и 225 нагнетательных;

·        общий объем внедрения ГРП составит 900 скважино-операций, в том числе большеобъемного - 360 скважино-операций, малообъемного 220, модифицированного - 110, повторного - 100;

·        объем внедрения операций по зарезки вторых стволов составит 120 ед.

Технологические показатели разработки по рекомендуемому варианту в целом по объектам тюменской свиты составят:

накопленная добыча нефти за весь период разработки (55 лет) составит 29054 тыс. т. При отборе жидкости - 122233,4 тыс. т и суммарной закачке воды - 153736,8 тыс. м³.

Отбор от утвержденных извлекаемых запасов на конец периода разработки равен 82,75%. При этом на одну пробуренную скважину приходится 38,5 тыс. т. накопленной добычи нефти.

Потенциальный (технологический) коэффициент нефтеизвлечения - 0,289 доли ед.

Выводы:

По Талинской площади Красноленинского месторождению за непродолжительный период его разработки было составлено 4 проектных документа и дополнений к ним, большая часть которых была утверждена Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений.

Тем не менее, ни по одному из технологических документов запроектированные объемы нефтедобычи достигнуты не были.

С одной стороны, этому обстоятельству имеются объяснения, обусловленные объективными причинами.

Низкая степень изученности площади на начальном этапе не позволила надлежащим образом выполнить обоснование подсчетных параметров залежи и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Наглядным образом это отражается на изменениях представлений о возможности извлечения запасов нефти месторождения.

Так, по залежам нефти ЮК10, ЮК11, проектная величина коэффициента нефтеизвлечения снизилась с 0,472 (проект 1984 г.) до 0,250 (проект 1992 г.).

Большим недостатком в разработке является:

·        Невыполнение планов пробной эксплуатации и опытно-промышленных работ.

·        Невыполнение проектных объемов буровых работ, расхождение между запланированной и фактической проходкой, по состоянию на 1.01.2001 г. Составившей 5611 тыс. м.

·        Неудовлетворительная степень использования созданных мощностей в добыче нефти. Фактически значения коэффициентов использования скважин, как правило, оставались в 1,5-2 раза меньше проектных значений.

·        Нарушение проектной системы разработки, обусловленное остановкой добывающих и нагнетательных скважин, допускаемой перекомпенсацией отборов жидкости закачкой.

·        Несовершенство применяемых технологий при бурении, освоении и капитальном ремонте скважин.

·        Неудовлетворительные темпы внедрения новой техники и технологии в добыче нефти.

В ряде случаев нарушение проектной технологии разработки Талинской площади имеет настолько серьезные последствия, что их исправление, даже ценой значительных затрат, представляется маловероятным. К таковым, в частности, следует отнести отказ в организации газлифтной добычи на объектах ЮК10 и ЮК11, залежи нефти которых характеризуются высоким давлением насыщения (до 23 МПа).

Перенос акцента на фонтанный способ эксплуатации скважин сопровождался необоснованным увеличением объёмов заканчиваемой воды и, как следствие, превышением пластового давления относительно начального. Последнее обстоятельство самым непосредственным образом повлияло на темпы обводнения скважин.

В условиях низкой степени использования фонда скважин отставание в организации отборов жидкости из скважин не позволило сформировать компактные стягивающие зоны, в связи с чем, текущие запасы нефти остаются рассредоточенными по площади. Их извлечение представляется возможным лишь с добычей значительных объёмов попутной воды, увеличивая тем самым срок разработки Талинской площади..

Завершая обзор этапов выполнения проективных работ, представляется целесообразным сформулировать задачи разработки Красноленинского месторождения, в пределах Талинского лицензионного участка, решение которых должно найти отражение в последующих проектных документах:

.        Организация промышленной разработки залежи нефти тюменской свиты.

.        Оценка добывного потенциала пробуренного фонда скважин.

.        Адаптация системы разработки к структуре текущих запасов нефти, уточненной на основе геолого-гидродинамической модели.

.        Поиск альтернативных заводнению технологий, направленных на повышение эффективности нефтеизвлечения.

.        Поиск новых технологий в строительстве скважин и добыче нефти.

.4 Контроль за разработкой Талинской площади Красноленинского месторождения

В комплексе гидродинамических и геофизических исследований входят методы, применяемые на стадии разведки месторождений и при контроле за их разработкой (исследование притока на установившихся и не установившихся режимах фильтрации, определение приемистости скважин при нагнетании жидкости в пласт, акустический и гамма-цементометром, плотномером, дебитомером). Эти методы позволяют установить соответствие получаемого притока интервалу перфорации.

Межпластовые перетоки, интервалы заколонной циркуляции и эффективные работающие толщины внутри его определяют методами высокоточной термометрии. Импульсным нейтронным каротажем, закачкой меченного вещества.

Качество цементирования эксплуатационной колонны оценивают по данным шумометрии, акустического цементомера (АКЦ и СГДТ).

Водопроявления, связанные с подтягиванием и прорывом конуса подошвенной воды в однородном пласте или с течением рыхлосвязной воды диффузионных слоев. Определяются методами резистивиметрии, влагометрии и дебитометрии с привлечением материалов АКЦ, СГДТ и ИННК.

Важное место отводится гидродинамическим методам контроля за характером освоения и параметрами притока. Гидродинамические методы позволяют непосредственно оценить приемистость пласта, что необходимо для обоснования проектирования изоляционных работ.

Гидродинамические методы исследования включают определения свойств и комплексных характеристик продуктивных пластов и скважин по данным экспериментальных и промысловых наблюдений, а также взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте, а также о раскрытии трещин пласта по мере увеличения приемистости скважин.

Исследования методом установившихся отборов.

Исследования методом установившихся отборов будут проводиться с целью контроля продуктивности добывающих скважин (или приемистости нагнетательных скважин), изучения влияния режима работы скважин на ее производительность и приблизительной оценки фильтрационных параметров пласта в районе скважины. На основании данных исследований строят индикаторные диаграммы "дебит жидкости - забойное давление" или "дебит - забойное депрессия". По динамике определяется коэффициент продуктивности скважин и гидропроводность скважин в районе исследуемой скважины. Аппроксимация режимных точек на индикаторной диаграмме даст возможность оценить характер фильтрации жидкости в пласте и призабойной зоне скважины. При линейном законе фильтрации, когда свойства жидкости и коллекторские свойства пласта не зависят от давления, индикаторная диаграмма "дебит - забойная депрессия" аппроксимируется прямой линией. По коэффициенту продуктивности определяются параметры пласта, проводится оценка призабойной зоны скважины, а при вскрытии скважиной водонефтяного контакта - положение последнего. При отклонении формы индикаторной диаграммы от линейной, оцениваются факторы, влияющие на характер индикаторных диаграмм:

) нарушение линейного закона фильтрации жидкости;

) уменьшение фазовой проницаемости в призабойной зоне пласта при снижении забойного давления ниже давления насыщения;

) уменьшение проницаемости пласта вследствие снижения давления;

) изменение рабочей толщины пласта (подключение слабопроницемых пропластков) при увеличении перепада давления на забое;

) некачественное исследование - скважина исследовалась при явно неустановившемся состоянии.

На основе анализа поведения ИД будет произведен расчет среднего критического давления разрыва пластов ЮК10 и ЮК11 Красноленинского месторождения.

Исследования методом восстановления давления.

Исследования методом восстановления давления (КВД и КПД) применяют с целью определения гидродинамической характеристики скважин и фильтрационных параметров пласта - гидропроводность, пьезопроводность, проницаемость и приведенный радиус скважины, а также величины и знака скин - фактора, определяющего загрязненность призабойной зона или улучшение по сравнению с основным пластом ее фильтрационные характеристики и коэффициент совершенства скважин. На кривых падения давления, построенных в системе координат "время - депрессия" выделяется три прямолинейных участка:

) Начальный участок, соответствующий интенсивному притоку жидкости.

) Промежуточный, соответствующий затухающему притоку.

) Конечный участок, на котором влияние притока практически отсутствует.

Следовательно, вокруг скважины выделяются три концентрические зоны пласта с различными фильтрационными параметрами. Интерпритация каждого участка даст возможность оценить фильтрационные характеристики призабойной зоны скважины и удаленной зоны пласта. Обощение результатов интерпритации позволит построить кондиционные карты проницаемости и гидропроводности по всему пласту ЮК10.

Метод исследования взаимодействия скважин.

Метод исследования взаимодействия скважин (гидропрослушиваниие, трассерные исследования) будет использоваться для определения осредненных значений фильтрационных параметров пластов на участках между нагнетательными и добывающими скважинами. При этом устанавливается наличие или отсутствие гидродинамической связи по пласту между забоями исследуемых скважин, средние значения гидропроводности и пьезопроводности пласта. Закачка трассеров в пласт позволит определить схему направления движения трассеров.

Карты изокур (уровней равного взаимодействия) позволяет выделить области с высоким уровнем вероятности наличия гидродинамического взаимодействия между расположенными в их пределах добывающими и нагнетательными скважинами. Периодическое перестроение карт изокур с учетом новых промысловых данных и технологических режимов скважин помогут оценить выработку застойных и слабодренируемых запасов нефти.

Скважина 2443

В скважине выполнен расширенный комплекс геофизических исследований, включающий, в том числе методы БК, БМК, МКЗ, МКВ, ИК, НКТ, ГК, КНК, ГГКп, БКЗ.

В результате комплексной интерпретации в интервале доюрских отложений по комплексу методов КНК, ГГКп, ГК выполнена оценка вещественного состава и общей пористости пород. Межзерновая пористость определялась по данным БК. Интервалы коллекторов определены по комплексу методов МКЗ. МКВ. По сопоставлению показаний БК-БМК, БК-НКТ. Определена вторичная пористость пород пород как разность общей и межзерновой.

Результаты комплексной интерпретации ГИС показывает, что общая пористость карбонатных пород изменяется от долей % до 15%. При этом диапазон изменения вторичной пористости составляет 0-8%.

Результаты интерпретации комплекса ГИС подтверждаются данными испытания и последующей эксплуатацией скважины. По состоянию на 1.02.10 г. скважина работает со следующими параметрами: , .

4. Техническая часть

.1 Типовая конструкция скважины

Скважина - подземное сооружение, представляющее вертикальную или наклонную цилиндрическую горную выработку, имеющую большую длину по сравнению со своим поперечным сечением.

Скважина состоит из трех основных частей:

устье - верх скважины. Расположенный на земной поверхности;

забой - дно скважины;

ствол - вся цилиндрическая част от устья до забоя.

Скважины делятся по назначению на картировочные, взрывные, структурные, профильные, поисковые, опорные, разведочные, эксплуатационные, артезианские.

Конструкция скважин.

Конструкция скважин определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб. Диаметром долот и бурильных труб, которыми ведется бурение под каждую колонну, а также высотой подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве.

Основные факторы, определяющие конструкцию скважин

Конструкция скважин зависит от ряда факторов: цели и способа бурения, геологических условий проводки и глубины скважины, количества продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию, способа вскрытия этих горизонтов, состояния материально - технического обеспечения и т. д.

Конструкция оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели бурения и во многом определяет возможность доведения скважин до проектной глубины. Рациональной считается конструкция, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие факторы, а также создает условия для бурения интервалов между операциями крепления в наиболее сжатые сроки. Чем меньше времени затрачивается на бурение интервалов ствола между операциями крепления, тем ниже стоимость строительства скважины.

Требования к конструкции скважины

Крепление скважин на Приразломном месторождении на пласте БС4-5 осуществляется в соответствии с рабочим проектом №63 и технологическим регламентом на крепление скважин.

Конструкция добывающих скважин на Приразломном месторождении одноколонная.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324.

Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 гс/см³ до устья. Для ускорения схватывания тампонажного раствора к цементу добавляется 4% CaCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 1м3 технической воды. В качестве промывочной жидкости используется буровой раствор.

Кондуктор диаметром 245 спускается на глубину 560 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-I в количестве 3 ук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй - на 10 м выше и один на верхней трубе.

Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Для ускорения схватывания темпонажного раствора к цементу добавляется 4% CaCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 5м3 технической воды, обработанной сульфанолом.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резьбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146 обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-21-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга. Уплотнительная смазка для труб направления, кондуктора и эксплуатационной колонны применяется Р-402.

Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается наи 100 м выше башмака кондуктора (до уровня 460 м).

Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370-2590 м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8 гс/см³ (добавка глинопорошка 14% к массе цемента). Перед тампонажным раствором в скважину заканчивается 15 м3 буферной жидкости (техническая вода обрабатывается 0,6% сульфонала).

При толщине глинистой перемычки менее 2 м, расположенной между нефтяным и водоносным пластами, на колонне устанавливаются центраторы через 5м на участке 20 м от границы интервала перфорации. Констукция водо-нагнетательных скважин на Приразломном месторождении одноколонная.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м цементируется до устья портландцементом.

Согласно протокола №6 технического совещания Главтюменьнефтегаза от 20 марта 1987 г по вопросу "Повышения эксплуатационной надежности нагнетательных скважин" предусматривается:

Кондуктор диаметром 245 с резьбой ОТТМБ спускается на глубину 780 м, с целью перекрытия Люминворской свиты. Цементирование кондуктора производится портландцементооом ПЦТ-ДО-50 до устья. Кроме башмака и центрирующих фонарей предусматривается обратный клапан ЦКОД-245-2.

Эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 139,7 мм или 146,1 мм с резьбой типа "Батресс" с тефлоновым уплотнением спускается на проектную глубину 2590 м.

Продуктивная часть разреза в интервале 2370-2590 м цементируется портландцементом, с 2370 м до устья-глиноцементом.

Требования к оснастке кондуктора и эксплуатационной колонны и их цементированию те же, что и для добывающих скважин. Опрессовку кондуктора и эксплуатационной колонны производить водой.

Закачивание воды в водонагнетательные скважины производить через НКТ с установленным выше колонным пакером.

.2 Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения -

§  обычное

§  коррозионностойкое.

Пример условного обозначения установки

§  при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ26-06-1486-87,

§  при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ26-061486-87,

где У - установка; Э - привод от погруженного двигателя; Ц- центробежный; Н-насос; М-модульный; 5-группа насоса; 125-подача. М3/сут; 1200-напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группа насоса добавляется буква "К".

Показатели технической и энергетической эффективности приведены в табл. 4.1. номинальные значения к.п.д. установки соответствуют работе на воде.

Таблица 4.1

Установки	Номинальная подача, м3/сут	Номинальный напор, м	Мощность, кВт	К.п.д., %	К.п.д. насоса, %	Максимальная плотность водонефтяной смеси, кг/м3	Рабочая часть характеристики
							подача м3/сут	напор, м
УЭЦНМ5-50-1300	50	1360	23	33,5	43	1400	25-70	1400-1005
УЭЦНМ5-50-1300		1360	23	33,5		1400		1400-1005
УЭЦНМ5-50-1700		1725	28,8	34		1340		1780-1275
УЭЦНМ5-50-1700		1725	28,8	34		1340		1780-1275
УЭЦНМ5-80-1200	80	1235	26,7	42	51,5	1400	60-115	1290-675
УЭЦНМ5-80-1200		1235	26,7	42		1400		1290-675
УЭЦНМ5-80-1400		1425	30,4	42,5		1400		1490-1155
УЭЦНМ5-80-1400		1425	30,4	42,5		1400		1490-1155
УЭЦНМ5-80-1550		1575	33,1	42,5		1400		1640-855
УЭЦНМ5-80-1550		1575	33,1	42,5		1400		1640-855
УЭЦНМ5-80-1800		1800	38,4	42,5		1360		1880-980
УЭЦНМ5-80-1800		1800	38,4	42,5		1360		1880-980
УЭЦНМ5-125-1000	125	1025	29,1	50	58,5	1240	105-165	1135-455
УЭЦНМ5-125-1000		1025	29,1	50		1240		1135-455
УЭЦНМ5-125-1200		1175	34,7	48		1400		1305-525
УЭЦНМ5-125-1200		1175	34,7	48		1400		1305-525
УЭЦНМ5-125-1300		1290	38,1	48		1390		1440-575
УЭЦНМ5-125-1300		1290	38,1	48		1390		1440-575
УЭЦНМ5-125-1800		1770	51,7	48,5		1400		1960-785
УЭЦНМ5-125-1800		1770	51,7	48,5		1400		1960-785
УЭЦНМ5-200-800	200	810	46	40	50	1180	150-265	970-455
УЭЦНМ5-200-1000		1010	54,5	42		1320		1205-565
УЭЦНМ5-200-1400		1410	76,2	42		1350		1670-785
УЭЦНМ5А-160-1450	160	1440	51,3	51	61	1400	125-205	1535-805
УЭЦНМ5А-160-1450		1440	51,3	51		1400		1535-805
УЭЦНМ5А-160-1600		1580	56,2	51		1300		1760-1040
УЭЦНМ5А-160-1600		1580	56,2	51		1300		1760-1040
УЭЦНМ5А-160-1750		1750	62,3	51		1400		1905-1125
УЭЦНМ5А-160-1750		1750	62,3	51		1400		1905-1125
УЭЦНМ5А-250-1000	250	1000	55,1	51,5	61,5	1320	195-340	1140-600
УЭЦНМ5А-250-1000		1000	55,1	51,5		1320		1140-600
УЭЦНМ5А-250-1100		1090	60,1	51,5		1210		1240-650
УЭЦНМ5А-250-1100		1090	60,1	51,5		1210		1240-650
УЭЦНМ5А-250-1400		1385	76,3	51,5		1360		1575-825
УЭЦНМ5А-250-1400		1385	76,3	51,5		1360		1575-825
УЭЦНМ5А-250-1700		1685	92,8	51,5		1120		1920-1010
УЭЦНМ5А-250-1700		1685	92,8	51,5		1120		1920-1010
УЭЦНМ5А-400-950	400	965	84,2	52	59,5	1180	300-440	1180-826
УЭЦНМ5А-400-950		965	84,2		1180		1180-826
УЭЦНМ5А-400-1250		1255	113,9	50		1260		1540-1080
УЭЦНМ5А-400-1250		1255	113,9	50		1260		1540-1080
УЭЦНМ5А-500-800	500	815	100,5	46	54,5	1400	430-570	845-765
УЭЦНМ5А-500-800		815	100,5	46		1400		845-765
УЭЦНМ5А-500-1000		1000	123,3	46		1160		1035-935
УЭЦНМ5А-500-1000		1000	123,3	46		1160		1035-935
УЭЦНМ6-250-1400	250	1470	78,7	53	63	1320	200-340	1540-935
УЭЦНМ6-250-1400		1470	78,7	53		1320		1540-935
УЭЦНМ6-250-1600		1635	87,5	53		1180		1705-1035
УЭЦНМ6-250-1600		1635	87,5	53		1180		1705-1035
УЭЦНМ6-500-1150	500	1150	127,9	51	60	1400	380-650	1325-650
УЭЦНМ6-500-1150		1150	127,9	51		1400		1325-650
УЭЦНМ6-800-1000	800	970	172,7	51	60	1180	550-925	1185-720
УЭЦНМ6-800-1000		970	172,7	51		1180		1185-720
УЭЦНМ6-1000-900	1000	900	202,2	50,5	60	1400	850-1200	1040-625
УЭЦНМ6-1000-900		900	202,2	50,5		1400		1040-625

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

§  среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

§  максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к.п.д. - 1мм²/с;

§  водородный показатель попутной воды pH 6,0 - 8,55;

§  максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01% (0,1 г/л);

§  микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

§  максимальное содержание попутной воды - 99%

§  максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами - 55%, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам;

максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90єС.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

§  для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70єС;

§  для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75єС;

§  для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80єС.

Максимальная плотность водонефтяной смеси указана в табл. 4.1. значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата (см. табл. 4.1) соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м³.

Масса насоса и насосного агрегата и габаритные размеры насоса и насосного агрегата приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Установка	Длина насосного агрегата, мм, не более	Длина насоса, мм, не более	Масса, кг, не более
			насосного агрегата	насоса
УЭЦНМ5-50-1300	15522	8252	626	280
УЭЦНМ5-50-1300	15522	8252	633	287
УЭЦНМ5-50-1700	17887	10617	705	359
УЭЦНМ5-50-1700	17887	10617	715	369
УЭЦНМ5-80-1200	16232	8252	602	256
УЭЦНМ5-80-1200	16232	8252	610	264
УЭЦНМ5-80-1400	18227	9252	684	290
УЭЦНМ5-80-1400	18227	9252	690	296
УЭЦНМ5-80-1550	19592	10617	720	326
УЭЦНМ5-80-1550	19592	10617	745	333
УЭЦНМ5-80-1800	20227	11252	750	356
УЭЦНМ5-80-1800	20227	11252	756	362
УЭЦНМ5-125-1000	15522	8252	628	282
УЭЦНМ5-125-1000	15522	8252	638	292
УЭЦНМ5-125-1200	17217	9252	709	315
УЭЦНМ5-125-1200	17217	9252	721	327
УЭЦНМ5-125-1300	18582	10617	755	361
УЭЦНМ5-125-1300	18582	10617	767	373
УЭЦНМ5-125-1800	24537	13617	1103	463
УЭЦНМ5-125-1800	24537	13617	1122	482
УЭЦНМ5-200-800	18582	10617	684	290
УЭЦНМ5-200-1000	24887	12617	990	350
УЭЦНМ5-200-1400	30277	17982	1199	470
УЭЦНМ5А-160-1450	19482	10617	976	416
УЭЦНМ5А-160-1450	19482	10617	990	430
УЭЦНМ5А-160-1600	20117	11252	997	437
УЭЦНМ5А-160-1600	20117	11252	1113	453
УЭЦНМ5А-160-1750	24272	12617	1262	492
УЭЦНМ5А-160-1750	24272	12617	1278	508
УЭЦНМ5А-250-1000	20117	11252	992	432
УЭЦНМ5А-250-1000	20117	11252	1023	463
УЭЦНМ5А-250-1100	21482	12617	1044	484
УЭЦНМ5А-250-1100	21482	12617	1079	518
УЭЦНМ5А-250-1400	27637	15982	1385	615
УЭЦНМ5А-250-1400	27637	15982	1428	658
УЭЦНМ5А-250-1700	306337	18982	1498	728
УЭЦНМ5А-250-1700	30637	18982	1551	783
УЭЦНМ5А-400-950	27637	15982	1375	605
УЭЦНМ5А-400-950	27637	15982	1420	650
УЭЦНМ5А-400-1250	35457	19982	1819	755
УЭЦНМ5А-400-1250	35457	19982	1877	813
УЭЦНМ5А-500-800	30092	14617	1684	620
УЭЦНМ5А-500-800	30092	14617	1705
УЭЦНМ5А-500-1000	33457	17982	1827	763
УЭЦНМ5А-500-1000	33457	17982	1853	789
УЭЦНМ6-250-1400	18747	9252	1143	446
УЭЦНМ6-250-1400	18747	9252	1157	460
УЭЦНМ6-250-1600	20112	10617	1209	512
УЭЦНМ6-250-1600	20112	10617	1225	528
УЭЦНМ6-500-1150	28182	14617	1894	764
УЭЦНМ6-500-1150	28182	14617	1910	783
УЭЦНМ6-800-1000	31547	17982	2015	888
УЭЦНМ6-800-1000	31547	17982	2049	922
УЭЦНМ6-1000-900	39227	21982	2541	1074
УЭЦНМ6-1000-900	39227	21982	2573	1106

Примечание. Внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ5 - 121,7 и 112 мм; для УЭЦНМ5А - 130 и 124 мм; для УЭЦНМ6 с подачей до 500 м3/сут (включительно) - 144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м3сут - 148,3 и 140,5 мм.

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 4.1) состоят из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насос 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (кляксами) 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Насос - погружной центробежный модульный.

Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного кращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосноо агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый, указанный в табл. 4.2.

Для откачивания пластовой жидкости. Содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асихронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонапоненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

При этом установки должны комплектоватья устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения

прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый "насос") - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготавливают в двух исполнениях: обычногоЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.

Насос из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов (рис. 4.2), допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор (рис.4.3). Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее известны две конструкции газосепараторов:

§  газосепараторы с противотоком;

§  центробежные и роторные газосепараторы.

Для первого типа, применяемого в нрекоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть. Попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.

В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выхолит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепаратора, модуля-секции и входного модуля между собой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5 м), унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионно-стойкой высокопрочной стали марки ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку "НЖ", для насосов повышенной коррозионностойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку "М".

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа "нирезист". Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633-80.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТґ633-80.

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м3/сут с резьбой 89 - более 800 м3сут.

Модель-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Число ступеней в модулях-секциях указано в табл. 4.3. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами. Помечена пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже на скважине.

Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймом предприятия-изготовителя на паяных швах.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащаты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции.

Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно-с валом диаметром 25 мм - для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м³/сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с подачами 1000,1250 м3/сут.

Входные модули и модули-секции поставляются опломбированными консервационными пломбами-пятнами синей или зеленой краски на гайках и болтах (шпильках) фланцевых соединений.

Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, и группы 6 с подачей до 800 м³/сут включительно конструктивно одинаковы и имеют резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633-80.

Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м³/сут имеет резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633-80.

Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.

Таблица 4.3

НАСОС	ПОКАЗАТЕЛИ				ЧИСЛО МОДУЛЕЙ СЕКЦИЙ				ЧИСЛО СТУПЕНЕЙ
	Подача, мє/суи	Напор, м	Мощность, кВт	К.п.д насоса, %	общее	№2	№3	№4	общее	в модуле-секции
										№2	№3	№5
ЭЦНМ5-50-1300	50	1360	17,94	43	2	1	-	1	264	72	-	192
ЭЦНМ5-50-1300		1360	17,94		2	1	-	1	264	72	-	192
ЭЦНМ5-50-1700		1725	22,76		3	-	3	-	336	-	112	-
ЭЦНМ5-50-1700		1725	22,76		3	-	3	-	336	-	112	-
ЭЦНМ5-80-1200	80	1235	21,77	51,5	2	1	-	1	269	73	-	196
ЭЦНМ5-80-1200		1235	21,77		2	1	-	1	269	73	-	196
ЭЦНМ5-80-1400		1425	25,12		2	-	1	1	310	-	114	196
ЭЦНМ5-80-1400		1425	25,12		2	-	1	1	310	-	114	196
ЭЦНМ5-80-1550		1575	27,76		3	-	3	-	342	-	114	-
ЭЦНМ5-80-1550		1575	27,76		3	-	3	-	342	-	114	-
ЭЦНМ5-80-1800		1800	31,73		2	-	-	2	392	-	-	196
ЭЦНМ5-80-1800		1800	31,73		2	-	-	2	392	-	-	196
ЭЦНМ5-125-1000	125	1025	24,85	58,5	2	1	-	1	227	62	-	165
ЭЦНМ5-125-1000		1025	24,85		2	1	-	1	227	62	-	165
ЭЦНМ5-125-1200		1175	28,49		2	-	1	1	261	-	96	165
ЭЦНМ5-125-1200		1175	28,49		2	-	1	1	261	-	96	165
ЭЦНМ5-125-1300		1290	31,28		3	-	3	-	288	-	96	-
ЭЦНМ5-125-1300		1290	31,28		3	-	3	-	288	-	96	-
ЭЦНМ5-125-1800		1770	42,92		3	1	-	2	392	62	-	165
ЭЦНМ5-125-1800		1770	42,92		3	1	-	2	392	62	-
ЭЦНМ5-200-800	200	810	36,76	50	3	-	3	-	228	-	76	-
ЭЦНМ5-200-1000		1010	45,84		3	-	2	1	283	-	76	131
ЭЦНМ5-200-1400		1410	64		3	-	-	3	393	-	-	131
ЭЦНМ5А-160-1450	160	1440	42,86	61	3	-	3	-	279	-	93	-
ЭЦНМ5А-160-1450		1440	42,86		3	-	3	-	279	-	93	-
ЭЦНМ5А-160-1600		1580	47,03		2	-	-	2	320	-	-	160
ЭЦНМ5А-160-1600		1580	47,03		2	-	-	2	320	-	-	160
ЭЦНМ5А-160-1750		1750	52,09		3	-	2	1	346	-	93	160
ЭЦНМ5А-160-1750		1750	52,09		3	-	2	1	346	-	93	160
ЭЦНМ5А-250-1000	250	1000	46,13	61,5	2	-	-	2	184	-	-	92
ЭЦНМ5А-250-1000		1000	46,13	61,5	2	-	-	2	184	-	-	92
ЭЦНМ5А-250-1100		1090	50,28		3	-	2	1	200	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1100		1090	50,28		3	-	2	1	200	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1400		1385	63,89		4	-	3	1	254	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1400		1385	63,89		4	-	3	1	254	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1700		1685	77,72		4	1	-	3	310	34	-	92
ЭЦНМ5А-250-1700		1685	77,72		4	1	-	3	310	34	-	92
ЭЦНМ5А-400-950	400	965	73,16	59,5	4	-	3	1	236	-	50	86
ЭЦНМ5А-400-950		965	73,16	59,5	4	-	3	1	236	-	50	86
ЭЦНМ5А-400-1250		1255	95,74		4	-	1	3	308	-	50	86
ЭЦНМ5А-400-1250		1255	95,74		4	-	1	3	308	-	50	86
ЭЦНМ5А-500-800		815	84,84	54,5	3	-	1	2	201	-	45	78
ЭЦНМ5А-500-800	500	815	84,84		3	-	1	2	201	-	45	78
ЭЦНМ5А-500-1000		1000	104,1		4	-	2	2	246	-	45	78
ЭЦНМ5А-500-1000		1000	104,1		4	-	2	2	246	-	45	78
ЭЦНМ6-250-1400	250	1470	66,19	63	2	-	1	1	233	-	86	147
ЭЦНМ6-250-1400		1470	66,19		2	-	1	1	233	-	86	147
ЭЦНМ6-250-1600		1635	73,62		3	-	3	2	258	-	86	-
ЭЦНМ6-250-1600		1635	73,62		3	-	3	2	258	-	86	-
ЭЦНМ6-500-1150	500	1150	108,74	60	3	-	1	2	217	-	49	84
ЭЦНМ6-500-1150		1150	108,74		3	1	2	217	-	49	84
ЭЦНМ6-800-1000	800	970	146,76	60	4	-	2	4	206	-	38	65
ЭЦНМ6-800-1000		970	146,76		4	-	2	4	206	-	38	65
ЭЦНМ6-1000-900	1000	900	170,21	60	4	-	-	-	208	-	-	52
ЭЦНМ6-1000-900		900	170,21		4	-	-	-	208	-	-	52

Примечание. Номер секции обозначает длину корпуса в м.

Таблица 4.4

Оборудование	Код пояса	Длина пояса. мм
Насосно-компрессорная труба 60 и 48	ЭН-21/1	300
Насосно-компрессорная труба 73	ЭН-21/2	350
Насосно-компрессорная труба 89	ЭН-21/3	390
Насос группы 5, 5А и 6	ЭН-21/4	460

Пояс для крепления кабеля состоит из стальной пряжки и закрепленной на ней стальной полосы.

В табл. 4.4 указаны длины поясов для крепления кабеля к различным видам оборудования. Пояс является изделием одноразового использования.

Погружные двтгатели

Погружные двигатели состоят из электродвигателя (рис. 4.4) и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные асихронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110єС, содержащей:

механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более 1,25 г/л;

свободный газ (по объему) - не более 50%. Гидростатическое давление в зане работы двигателя не более 20МПа.

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

по напряжению - от минус 5% ДО плюс 10%;

по частоте переменного тока - ±0,2 Гц; по току - не выше номинального на всех режимах работы, включая вывод скважины на режим.

В шифре двигателя ПЭДУСК-125-117ДВ5 ТУ 16-652.029 - 86 приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный; С - секционный (отсутствие буквы - несекционный); К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное); 125 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; Д - шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель); В5 - климатическое исполнение и категория размещения.

В шифре электродвигателя ЭДК45-117В приняты следующие обозначения: ЭД - электродвигатель; К - коррозионостойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение); 45 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; В - верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный, С - средняя секция, Н - нижняя секция).

В шифре гидрозащиты ПК92Д приняты следующие обозначения: П - протектор; К - коррозионностойкая (отсутствие буквы -исполнение нормальное); 92 - диаметр корпуса в мм; Д - модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы -основная модель с барьерной жидкостью).

Типы, номинальные параметры двигателей приведены в табл.4.5.

Пуск, управление работой двигателя и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем.

Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

Таблица 4.5

Двигатель	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, В	Номинальный ток, А
1	2	3	4
ПЭДУ16-103В5 ПЭДУ16-103ДВ5 ПЭДУК16-103В5 ПЭДУК16-103ДВ5	16	530	26
ПЭДУ22-103В5 ПЭДУ22-103ДВ5 ПЭДУК22-103В5 ПЭДУК22-103ДВ5	22	700	27
ПЭДУ32-103В5 ПЭДУ32-103ДВ5 ПЭДУК32-103В5 ПЭДУК32-103ДВ5	32	1000	27,5
ПЭДУ45-103В5 ПЭДУ45-103ДВ5 ПЭДУК45-103В5 ПЭДУК45-103ДВ5	45	1050	37
ПЭДУС63-103В5 ПЭДУС63-103ДВ5 ПЭДУСК63-103В5 ПЭДУСК63-103ДВ5	63	1500	36,5
ПЭДУС90-103В5 ПЭДУС90-103ДВ5 ПЭДУСК90-103В5 ПЭДУСК90-103ДВ5	90	2100	37
ПЭДУ45-117В5 ПЭДУ45-117ДВ5 ПЭДУК45-117В5 ПЭДУК45-117ДВ5	45	1000	36
ПЭДУ63-117В5 ПЭДУ63-117ДВ5 ПЭДУК63-117В5 ПЭДУК63-117ДВ5	63	1400	36
1	2	3	4
ПЭДУС90-117В5 ПЭДУС90-117ДВ5 ПЭДУСК90-117В5 ПЭДУСК90-117ДВ5	90	1950	37
ПЭДУС125-117В5 ПЭДУС125-117ДВ5 ПЭДУСК125-117В5 ПЭДУСК125-117ДВ5	125	1950	51
ПЭДУ90-123В5 ПЭДУ90-123ДВ5 ПЭДУК90-123В5 ПЭДУК90-123ДВ5	90	2200	32,5
ПЭДУС180-123В5 ПЭДУС180-123ДВ5 ПЭДУСК180-123В5 ПЭДУСК180-123ДВ5	180	2150	66
ПЭДУС250-123В5 ПЭДУС250-123ДВ5 ПЭДУСК250-123В5 ПЭДУСК250-123ДВ5	250	2250	88
ПЭДУС180-130В5 ПЭДУС180-130ДВ5 ПЭДУСК180-130В5 ПЭДУСК180-130ДВ5	180	2300	61
ПЭДУС250-130В5 ПЭДУС250-130ДВ5 ПЭДУСК250-130В5 ПЭДУСК250-130ДВ5	250	2300	85
ПЭДУС360-130В5 ПЭДУС360-130ДВ5 ПЭДУСК360-130В5 ПЭДУСК360-130ДВ5	360	2300	122,5

Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей (по сопротивлению для электродвигателей диаметром корпуса 103 мм) равна 170єС, а остальных электродвигателей - 160єС.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.

Электродвигатель (см. рис. 4.4) состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

Статор выполнен из рубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали.

Обмотка статора - однослойная протяжная катушечка. Фазы обмотки соединены в звезду.

Расточка статора в зависимости от диаметра корпуса двигателя имеет следующие размеры.

Диаметр корпуса двигателя, мм.	103	117	123	130
Диаметр расточки статора, мм	50	60	64	68

Ротор короткозамкнутый, многосекционный. В состав ротора входят вал, сердечники, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен из высокопрочной стали со специальной отделкой поверхности. В центральное отверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены две специальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла из электродвигателя при монтаже.

Сердечники выполнены из листовой электротехнической стали. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам м короткозамыкающими кольцами. Сердечники набираются на вал. Чередуясь с радиальными подшипниками. Набор сердечников на валу зафиксирован с одной стороны разрезным вкладышем, а с другой -пружинным кольцом.

Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонте электродвигателя.

Головка представляет собой сборочную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника. Состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического соединения электродвигателей (для секционных электродвигателей).

Токоввод - изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками.

Узел электрического соединения обмоток верхнего, среднего и нижнего электродвигателей состоит из выводных кабелей с наконечниками и изоляторов, закрепленных в головках и корпусах торцов секционирования.

Отверстие под пробкой служит для закачки масла в протектор при монтаже двигателя.

В корпусе, находящемся в нижней части электродвигателя (под статором), расположены радиальный подшипник ротора и пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

В этом корпусе электродвигателей имеется фильтр для очистки масла.

Термоманометрическая система ТМС-3 предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС-3 состоит из скважинного преобразователя. Трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного кнулевой точке его статорной обмотки.

Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насос по давлению и температуре.

В качестве линии связи и энергопитания ПДТ используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

Техническая характеристика термоманометрической системы приведена ниже.

Диапазон контролируемого давления, МПа	0 - 20
Диапазон рабочих температур ПДТ, ґґС	25 - 105
Предельная температура погружного электродвигателя, єС	100
Диапазон рабочих температур наземного блока, єС	-45 - +50
Отклонение значения давления, формирующего сигнал управления на отключение или запуск УЗЦН, от заданной уставки, МПа, не более	±1
Средняя наработка на отказ, ч	12 000
Установленный срок службы, лет	5
Диаметр скважинного преобразователя, мм	87
Длина скважинного преобразователя, мм	305
Габаритные размеры, мм:
блока управления	180Ч161Ч119
устройства питания	241Ч121Ч105
Масса, кг:
скважинного преобразователя	4
блока управления	2
устройства питания	4,2

Гидрозащита пружных электродвигателей

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:

§  открытого типа - П92; ПК92; П114; ПК114 и

§  закрытого типа - П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого (буква К - в обозначении) исполнений.

В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовой ФЛ-ОЗ-К ГОСТ 9109-81. В коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта эмалью ЭП-525, IV, 7/2 110єС.

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см3, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемещение с пластовой жидкостью скважины и масло в полости электродвигателя.

Таблица 4.6

Гидрозащита	Вместимость камер, л		Передаваемая мощность, кВт	Монтажная длина, мм	Масса. кг
	Масло МА-ПЭД	Барьерная жидкость
П92, ПК92	5	2	125	2200+5	53
П92Д, ПК92Д	6,5	0,15	125	2200+5	59
П114, ПК114	5	4	250	2300+5	53
П114Д, ПК114Д	8	0,25	250	2300±5	59

Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью. Нижняя - диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Основные характеристики гидрозащиты представлены в табл.4.6.

Устройства комплектные серии ШГС 5805

Устройства предназначены для управления и защиты погруженных электронасосов добычи нефти с двигателя серии ПЭД (в том числе со встроенной гермоманометрической системой) по ГОСТ 18058-80 мощностью 14-100 кВт и напряжением до 1300 В переменного тока.

В шифре устройства комплектного ШГС5805-49 АЗУ1 приняты следующие обозначения:ШГС5805 - обозначение серии (класс, группа, порядковый номерустройства); 4 - номинальный ток силовой цепи до 250 А; 9 - напряжение силовой цепи до 2300 В; А - модификация для наружной установки (Б - для встраивания в КТППН, Т - с термоманометрической системой); 3 - напряжение цепи управления 380 В; У - климатическое исполнение для умренного климата (ХЛ - для холодного климата); 1 - категория размещения для наружной установки (3,1 - для встраивания в КТППН). Техническая характеристика устройства приведена ниже.

Параметры	Значения
Номинальный то силовой цепи (первичный), А	250
Номинальное напряжение силовой цепи (первичное), В	380
Номинальный ток силовой цепи (вторичное), А, не более	50
Номинальное напряжение силовой цепи (вторичное), В, не более	2300
Номинальное напряжение цепей управления, В	380
Номинальный ток цепей управления, А	6
Потребляемая мощность устройства ШГС5805-59АЗУ1 и ШГС5805-49БЗХЛ3.1, ВА, не более	300
Потребляемая мощность устройства ШГС58-05-49ТЗУ1, В-А, не более	400
Габаритные размеры, мм:
высота	1900±10
ширина	1056±3
глубина	750±10
Масса, кг:
ШГС5805-49АЗУ1	255±15
ШГС5805.59ТЗУ1	265±15

Устройство обеспечивают:

. Включение и отключение электродвигателя насосной установки.

. Работу электродвигателя насосной установки в режимах "ручной" и "автоматической".

. Работу в режиме "автоматический", при этом обеспечивается:

а) автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания;

б) автоматическое повторение включение электродвигателя после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин;

в) возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного включения;

г) возможность выбора режима работы с защитой от турбинного вращения двигателя и без защиты;

д) блокировка запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального с автоматическим самозапуском при восстановлении напряжения питания;

е) разновременность пуска установок. Которые подключены к одному фидеру, определенная установкой времени автоматического включения по п. 3а;

ж) автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защитой от превышения температуры с выдержкой времени, определяемой временем появления сигнала на включение от термоманометрической системы и выдержкой времени по п. 3а (только для ШГС5805-49ТЗУ1);

з) автоматическое повторное включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени по п. 3а, при появлении от термоманометрической системы сигнала на включение при достижении средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному максимальному значению (только для Uir5805-49T3VI).

. Управление установкой с диспетчерского пункта.

. Управление установкой от программного устройства.

. Управление установкой в зависимости от давления в трубопровод по сигналам контактного манометра.

Устройства обеспечивают функции защиты, сигнализации и измерения:

. Защиту от короткого замыкания в силовой цепи напряжения 380В.

. Защиту от перегрузки любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока фазы.

Время срабатывания защиты от значения перегрузки должно иметь обратнозависимую амперсекундную характеристику (уставка срабатывания защиты должна иметь регулировку от 1 до 5 А).

. Защиту от недогрузки при срыве подачи по сигналу, характеризующему загрузку установки, с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с. (установка срабатывания защиты должна иметь регулировку от 1 до 5А).

. Защиту от снижения напряжения питающей сети (уставка срабатывания защиты должна быть менее 0,75 Uном).

. Защиту от турбинного вращения погружногго электродвигателя при включении установки.

. Возможность защиты от порыва нефтепровода по сигналам контактного манометра.

. Запрещение включения установки после срабатывания защиты от перегрузки, кроме случая, указанного в п. 5.

. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы "погружной электродвигатель - кабель" с установкой сопротивления 30 кОм на отключение без дополнительной выдержки времени.

. Контроль тока электродвигателя в одной из фаз.

. Возможность регистрации тока электродвигателя в одной из фаз самопишущим амперметром. Поставляемым по особому заказу (кроме ШГС5805-49ТЗУ1).

. Сигнализацию состояния установки с расшифровкой причины отключения.

. Наружную световую сигнализацию об аварийном отключении установки (кроме ШГС5805-49БЗХЛ3.1), при этом лампа в светильнике должна быть мощностью 40 или 60 Вт.

. Отключение установки при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате превышения температуры электродвигателя (только для UirC5805-49T3VI).

. Отключение электродвигателя при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате достижения средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному минимальному значению (только для ШГС5805-49ТЗУ1).

. Индикатор текущего значения давления среды, окружающей электродвигатель (только для UirC5805-49T3VI).

.Индикацию числа отключений установки по температуре и давлению (только для UirC5805-49T3VI). Устройства обеспечивают:

·        Ручную деблокировку защит.

·        Возможность настройки на месте эксплуатации защиты от перегрузки и недогрузки, от превышения и снижения направления сети (выбор рабочей зоны), а также (только для UirC5805-49T3VI) выбор (задание) рабочей зоны по давлению среды, окружающей электродвигатель.

·        Возможность выдачи электрического сигнала в систему диспетчеризации.

. Возможность настройки на месте эксплуатации защит от перегрузки, недогрузки и выбора рабочей зоны по напряжению питающей сети.

. Отключение электродвигателя при снижении напряжения питающей сети ниже 0,75^ном.

. Запрет включения электродвигателя при восстановлении напряжения питающей сети с нарушением порядка чередования фаз.

. Запрет включения электродвигателя при турбинном вращении.

. Подключение геофизических приборов на напряжение 220В с током до 6 А.

. Подключение переносных токоприемников на напряжение 36В с током до 6 А.

. Подключение трехфазных токоприемников на напряжение 380В с током фазы до 60 А.

. Подключение однофазных токоприемников на напряжение 220В с током фазы до 40 А.

Подстанции трансформаторные серии КТППНКС

КТППНКС предназначены для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов (ЭЦН) с электродвигателя мощностью 16-125 кВт для добычи нефти из кустов скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ.

Климатическое исполнение УХЛ, категория размещения 1, группа условий эксплуатации М4.

В шифре 5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН-6кВ приняты следующие обозначения: 5-число применяемых трансформаторов; КТППНКС -буквенное обозначение изделия; 650 -суммарная мощность силовых трансформаторов в кВА; 10 -класс напряжения силовых трансформаторов в кВ; 1,6 -номинальное напряжение, на стороне низшего напряжения, кВ; 85 -год разработки; УХЛ1 -климатическое исполнение и категория размещения. Основные параметры КТППНКС приводятся в табл. 10. Требования к электрической прочности изоляции цепи 36 В указаны в ГОСТх.

КТППНКС обеспечивает для каждого из четырех ЭЦН в кусте:

. Включение и отключение электронасосной установки.

. Работу электронасосной установки в режимах "ручной" и "автоматической".

. Возможность управления электронасосной установкой дистанционно с диспетчерского пункта.

Автоматическое включение электродвигателя ПЭД с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания.

. Автоматическое повторение включение электродвигателя ПЭД после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин.

. Возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного включения.

. Возможность выбора режима работы ЭЦН с защитой от турбинного вращения двигателя и без защиты.

. Отключение электродвигателя ПЭД и блокировку запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального, если это отключение приводит к недопустимой перегрузке по току, и автоматическое повторное включение электродвигателя ПЭД после восстановления напряжения питания.

. Разновременность пуска ЭЦН, подключенных к одному фидеру, определяемую выдержкой времени по п. 4.

. Возможность управления ЭЦН от программного устройства.

. Возможность управления ЭЦН в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра.

. Отключение блока управления (БУ) без дополнительной выдержки времени при токах короткого замыкания в цепи управления 220В.

. Отключение ЭЦН без дополнительной выдержки временри при коротком замыкании в силовой цепи.

. Отключение электродвигателя ПЭД при перегрузке любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока фазы по амперсекундной характеристик. Минимальный ток срабатывания защиты от перегрузки должен составлять (1,1±0,05) от номинального тока электродвигателя ПЭД.

. Отключение электродвигателя ПЭД с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45с при изменении сигнала, характеризующего уменьшение загрузки ЭЦН на 15% от рабочей загрузки электродвигателя. Уставка срабатывания защиты должна иметь регулировку изменения сигнала от 1 до 5А.

. Отключение электродвигателя ПЭД при снижении напряжения питающей сети до 0,75 Uном.

. Возможность отключения ПЭД по сигналам контактного манометра о порыве нефтепровода.

. Запрещение включения ЭЦН после срабатывания защиты от перегрузки, кроме случаев, когда перегрузка была вызвана отклонением напряжения питающей сети выше 101% или ниже 15% от номинального.

. Запрещение включения ЭЦН в турбинном вращении погружного электродвигателя.

. Ручную деблокировку защит при отключенном ЭЦН.

. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы "погружной электродвигатель - кабель" с регулируемой уставкой сопротивления срабатывания 10 и30 кОм на отключение без дополнительной выдержки времени.

. Контроль тока электродвигателя ПЭД в одной из фаз.

. Возможность выдачи электрического сигнала в систему диспетчеризации.

. Возможность регистрации тока одного электродвигателя ПЭД в одной из фаз самопишущим амперметром, поставляемым по отдельному заказу.

. Возможность подключения не менее четырех входов технологических блокировок.

. Возможность настройки на месте эксплуатации защиты от перегрузки и недогрузки, а также от превышения и снижения напряжения сети (выбор рабочей зоны).

. Сигнализацию состояния любого ЭЦН с расшифровкой причины его отключения.

. Подключение с помощью штепсельного разъема трехфазных передвижных токоприемников на напряжение 380В с током фазы до 60А.

. Подключение геофизических приборов на напряжение 220В с током до 6А.

. Подключение переносных токоприемников на напряжение 36В с оком до 6А.

. Возможность выбора режима работы ЭЦН с запретом включения на самозапуск при превышении напряжения питания 1,1 Uном и без запрета.

.Функционирование при колебаниях напряжения питающей сети от 0,85 до 1,1 номинального напряжения. КТППНКС обеспечивает:

.Контроль напряжений 6 или 10кВ и общего тока, потребляемого из сети, в одной фазе.

. Учет потребляемой активной и реактивной электроэнергий.

. Защиту от атмосферных перенапряжений в питающей сети 6 или 10кВ (грозозащиту).

. Управление обогревом.

. Освещение коридора обслуживания.

. Наружную световую мигающуй сигнализацию об аварийном отключении любого ЭЦН.

. Подключение четырех устройств управления электродвигателями станков-качалок.

. Подключение замерных установок и блока местной автоматики на напряжение 380В с токами фаз до 25А

. Подключение других потребителей трехфазного тока напряжением 380В с током фазы до 60А (резерв).

. Возможность подключения к трансформаторам ТМПН трехфазных токоприемников на напряжение 380В стоком фазы до 60А.

Конструкция КТППНКС предусматривает:

воздушный ввод на напряжение 6 или 10кВ; шинные выводы к силовым трансформаторам, кабельные выводы на погружные электродвигатели;

транспортные и подъемные проушины для подъема кабины краном с установленным электрооборудованием и транспортирования ее волоком на собственных салазках на небольшие расстояние (в пределах монтажной площадки);

место для размещения средств индивидуальной защиты;

не менее двух болтов заземления для подсоединения к общему контуру заземления;

сальниковые уплотнения на кабельных вводах: установку счетчиков электрической энергии с возможностью регулирования угла наклона от вертикали до 10є;

полагаться изолированные контрольные жилы меньшего сечения.

Все шкафы с электрооборудованием встраиваются в утепленную контейнерную кабину серии ККМ23, 5ХЛ1 ТУ 16-739.048-76 и должны иметь одностороннее обслуживание. Силовые трансформаторы устанавливаются рядом с кабиной.

Таблица 4.7

КТППНКС	Суммарная мощность силовых трансформ аторов, кВА	Номинальное напряжение на стороне высшего напряжения, кВ	Номинальное напряжение на стороне низшего напряжения, кВ	Номинальный ток на стороне высшего напряжения, А
5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН=6 кВ	650	6	1,6	63
5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН=10 кВ	650	10	1,6	40
5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1, ВН=6 кВ	1250	6	2,4	125
5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1, ВН=10 кВ	1250	10	2,4	75

Примечание.

. Масса без трансформатора 6550кг+100кг.

. Номинальные мощность, напряжение цепи управления и число отходящих линий составляют соответственно 1250кВА, 220В и 8.

. Габаритные размеры КТППНКС, мм:

с трансформатором 6150Ч5260Ч1600

без трансформатора 4450Ч2800Ч4600.

Кабель

Для подвода электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса применяется кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля и срощенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода. Обеспечивающей герметическое присоединение кабельной линии к электродвигателю.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;

в качестве удлинителя - плоские кабели марок КПБП или КФСБ;

муфта кабельного ввода круглого типа.

Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90єС.

Кабели КПБК и КПБП состоят из медных токопроводящих жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой (в кабелях КПБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КПБП), а также из подушки и брони.

Кабели марок КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэласто-пласта предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +110єС.

Кабели КТЭБК и КТЭБ состоят из медных, золированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции и оболочках из термоэластопласта и скрученных между собой (в кабелях КТЭБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КТЭБ), а также из подушки и брони.

Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160єС.

Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони.

5. Специальная часть

.1. Характеристика работы фонда скважин

Работа фонда на 1.07.2010 г. характеризуется увеличением действующего фонда скважин с 527 на 1.01.2009 до 577 на 1.01.2010 года и снижением к 1.01.10 года до 239. Одними из мероприятий по увеличению действующего фонда скважин в 2007 были переводы скважин с ШСНУ на УЭЦН и вывод скважин из консервации, бездействия. За 8 месяцев 2010 года скважины наоборот переводились в бездействующих фонд.

Добыча нефти по данному фонду за 2010 год составила 838043т. (73,7%) от добычи механизированным способом. Средний дебит одной скважины по УЭЦН СОСТАВИЛ - 9,1 т/сут., средняя обводненность - 87%.

В процессе эксплуатации скважин применялись следующие типы установок (рис. 5.1): УЭЦН-20, УЭЦН-30, УЭЦН-50, УЭЦН-80, УЭЦН-125,УЭЦН-160, УЭЦН-250.

Добыча нефти из скважин оборудованных УЭЦН преимущественно ведется установками Э-50, что составляет 17,7 % от действующего фонда, из них 42 скважина работают со среднесуточным дебитом более 8 тонн.

Распределение действующего фонда УЭЦН по динамическим уровням:

% действующего фонда УЭЦН работает с НДИН в интервале 500-900м, 20% -в интервале 90-1100 метров. Из них в интервале 500-900м работает в количестве: 15 -УЭЦН-550; 11 - УЭЦН-80; 3 - УЭЦН-250, в интервале 900-1100 работает в количестве 8 - УЭЦН-50; 5 - УЭЦН-80; 4 - УЭЦН-125 и 3 - УЭЦН-160.

Рис.5.1. Фонд УЭЦН по типоразмерам

На 01.07.2010г. фонд скважин, работающих ниже рабочей зоны - 170скв.

ü  Некорректная оценка потенциала (текущая наработка 30 суток и менее) - 10скв.

ü  Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации - 116скв.

ü  Износ насоса (текущая наработка 350 суток и более) - 44скв.

На 01.07.2010г. фонд скважин, работающих ниже рабочей зоны по причине некорректной оценки потенциала - 10скв.

ü  После проведения ГРП - 3скв.

ü  Базовый фонд - 6скв.

ü  После проведения оптимизации - 1кв.

.2. Динамика наработки по УЭЦН

Запланированный рост наработки подземного оборудования скважин, эксплуатируемых УЭЦН с 257 до 335 суток (рис. 5.1), почти достигнут благоджары реализации в течение года программы, предусмтривающей

наряду с дальнейшим применением оборудования и материалов. Способных надежно работать в условиях высоких температур и газового фактора (таких как высокотемпературные масла для ПЭД, высокотемпературные высокомодульные пленочные изоляции, высокотемпературный кабель, в качестве удлинителя - кабель в свинцовой оболочке), кроме того

апробацию и внедрение новой техники. Технологии и оборудования (ПРЭД, ЭЦН с промежуточными опорами, высоконапорные рабочие аппараты с двухопорной конструкцией, протектора - центраторы крепления кабеля, рабочие органы изготовленные методом порошковой металлургии ("Новомет"), обработка скважин углеводородными растворителями, контрольная инклинометрия), а также

выполнение организационно-технических мероприятий, (предусматривающих ужесточение требований к входному контролю нового оборудования, введение в действие регламента взаимоотношений предприятий участвующих в процессе добычи нефти с помощью УЭЦН, строгое выполнение регламента проведения работ с УЭЦН)

Самая низкая наработка по прежнему наблюдается по Э-15 и составляет 221 суток. Низкая наработка связана с тем, что в этих установках снижен зазор между направляющими аппаратами и рабочими колесами, а также малое сечение проходных каналов рабочих колес, что уменьшает допустимые пределы содержания мех. Примесей и вызывает их засорение. Низкая наработка наблюдалась и по Э-160. Это связано с тем, что с 2006г. новые Э-160 не приобретались и не производилась закупка новых запчастей.

В целом по площадям УНП наблюдается увеличение межремонтного периода. Это связано с сокращением часто ремонтируемого фонда, уменьшением отказов в интервале от 0 до 120 суток на 9,4%, что и повлияло на увеличение наработки.

На рис. 5.2. приведена структура и динамика наработки на отказ фонда УЭЦН по видам ГТМ, где видно, что на наработку на отказ значительно влияют проводимые на месторождении ГТМ, в частности ГРП.

Наибольшая наработка, свыше 350 суток - насосы ЭЦН-80, ЭЦН-125, ЭЦН-200, ЭЦН-250, при этом данным типоразмерами УЭЦН оборудовано 34,9% скважин. Наработка на отказ других типоразмеров составляет ниже 300 суток, что в некоторой степени объясняется тем, что с 2004-2006 гг. данные типоразмеры насосов не приобретались.

Рис. 5.2 Структура и динамика наработки на отказ фонда УЭЦН по видам ГТМ за 2009 - 2010 гг.

.3 Причины отказов по УЭЦН

За рассматриваемый период по Талинскому УНП по скважинам оборудованным УЭЦН было демонтировано 309 УЭЦН, из них:

Затянувшихся ремонтов - 10 (3,2%)

Повторных ремонтов - 11 (3,6%)

От 2 до 120 суток - 116 (37,6%)

От 121 до 360 суток и более - 172 (55,7%).

Анализ отказов по узлам приведены в табл. 5.1. и 5.2. Основными причинами отказов является снижение изоляции ПЭД - 62 (20,5%), оплавление и перегрев кабельной линии - 46 (14,4%), мех. повреждение кабеля - 38 (12,1%), отказ кабеля - 106 (34,6%), засорение и заклинивание ЭЦН мех. примесями - 55 (117,8%), отказ ЭЦН - 127 (5,5%). Структура отказов приведена на рис. 5.3.

На первое место выходят причины связанные с состоянием оборудования. Которое имеет большой износ и требует замены это НКТ и ЭЦН.

Для снижения отказов по заклиниванию ЭЦН при проведении ПРС было проведено 23 промывки забоя, а по скважинам содержащих соль проводится периодическая закачка реагента ПАВ-13А. за 2009 год было проведено 11 обработок. В связи с поздним поступлением ингибитора против солеотложения охват профилактическими закачками скважин составил 41,4%.

Помимо этого для достижения большей герметичности и снижения износа резьбовой части НКТ применялись специальная смазка Казанского химического завода.

Рис. 5.3 Структура отказов УЭЦН по узлам

Эксплуатация механизированных скважин осложнена следующими факторами. Снижающими ресурс глубинонасосного оборудования:

Ø  Высокий газовый фактор

Ø  Высокая температура перекачиваемой жидкости

Ø  Содержание механических примесей в добываемой жидкости

Ø  Солеотложения на подземном оборудовании

Ø  Парафино-гидратообразование по НКТ

Ø  Недостаточная компенсация отборов жидкости

Ø  Нестабильное энергообеспечение

На рис. 5.4 приведена структура фонда в зависимости от факторов, осложняющих эксплуатацию

Рис.5.4 Структура фонда в зависимости от факторов, осложняющих эксплуатацию

Причины отказов УЭЦН с наработкой до 120 суток.

Основными причинами отказа подземного оборудования (из 110 отказов) с наработкой до 120 суток является:

Таблица 5.3

	Кол-во	% от
	Отказов	Кол.отк.
1. Мех. повреждения кабельной линии	14	12,7
2. Негерметичность НКТ	10	9,1
3. Отсутствие изоляции ПЭД	15	13,6
4. Снижение изоляции ПЭД	27	24,5
5. Заклинание УЭЦН мех. примесями.	5	4,5
6. Заклинание УЭЦН солеотложениями	6	5,5

По результатам расследования механическое повреждение кабельной линии чаще всего происходили при спуско-подъемных операциях, что указывает на нарушение технологической дисциплины со стороны бригад ПРС и КРС (сдавливание жил, повреждения брони, нарушение свинцовой оболочки).

Отложения солей на рабочих органах и корпусе насосной установки наблюдались на насосах с наработкой от 70 суток и более.

По результатам анализов хим. лаборатории проб отобранных из демонтированного оборудования можно сказать следующее: в мех. примесях из поднятых УЭЦН обнаружено: песок, галька, древесные волокна, цемент, а также соли.

Часто ремонтируемый фонд.

Часто ремонтируемый фонд по Талинскому УНП на 1.07.2010г. составил 19 скважин. Основной фонд (58%)ЧРФ - это скважины после ГРП (рис. 5.5).

Структура ЧРФ на 01.07.2010 г.

Рис. 5.5 Структура ЧРФ УЭЦН

За отчетный период 2 скважин переведены на ШГН. Проводились: обработка пласта и призабойной зоны химреагентами, контрольные измерения кривизны ствола скважины (гироскопия), периодическая обработка нестабильным бензином, промывка забоя скважины, периодическая ГО.

Скважины после ГРП.

Средняя наработка по УЭЦН в скважинах с ГРП составила в 2010 году 66,3 суток. По отсутствию подачи остановилось 3 УЭЦН, по заклиниванию 4 УЭЦН, по снижению сопротивления изоляции 4 УЭЦН.

При комиссионном расследовании причин отказа установок наблюдалось:

вынос пропанта, засорение ЭЦН с заклиниванием;

отсутствие подачи из-за наличия пробок в НКТ;

заклинивание ЭЦН солеотложениями;

сильный износ рабочих органов насоса.

Износ рабочих органов насоса и солеотложения наблюдались в интервале наработки от 60 суток и выше.

.4 Мероприятия по повышению эффективности работы скважин, оборудованных УЭЦН

Высокий газовый фактор

ü  Проведение расчетов установок ЭЦН по программе SubPUMP;

ü  Внедрение газосепараторов-диспергаторов - эксптуатируется 116 штук, продолжить применение;

ü  Внедрение УЭЦН "Schlumberger REDA" спущего 9 штук, из них с устройством AGH - эксплуатируется 4 установки, продолжить применение;

ü  Внедрение УЭЦН "CENTRILIFT" спущено 3 установки;

ü  Внедрено на подконтрольную эксплуатацию 2 компрессионно-деспергирующих ступени (КДС) в составе секций УЭЦН производства ООО "БОРЕЦ" Куст 512скв. 4893 средняя наработка на 3 отказа до внедрения - 96 суток, текущая наработка 143 суток. Куст 372б СКВ.8487 - средняя наработка за 3 отказа до внедрения - 57 суток, текущая наработка - 132 суток (на данных скважинах из-за недостаточного притока стабильный режими работы получить не удалось, а увеличение наработки произошло за счёт применения ВПЭД совместно с КДС);

ü  Применение полнокомплектных УЭЦН с кожухом, эксплуатировалось 2 установки. Куст 519скв. 10018 средняя наработка за 3 отказа до внедрения - 63 суток. Наработка на отказ с кожухом 51 сутки, причина "снижения R", результат расследования перегрев УЭЦН и МКВ. Куст 372б СКВ.8487 - средняя наработка за 3 отказа до внедрения - 61 сутки, наработка на отказ с кожухом - 42 суток, причина снижение R", результат расследования перегрев ПЭД и ГЗ.

Высокая температура перекачиваемой жидкости:

ü  Внедрение ПЭД термостойкого исполнения с синтетическим маслом производства ООО "БОРЕЦ" (5-й группы до 200град.) - эксплуатируется 23 ПЭД, продолжить применение;

ü  Внедрение ПЭД термостойкого исполнения (3-й группы до 150град.) - оснащено 100% фонда, продолжить применение;

ü  Внедрение вентильных ПЭД производства ООО "БОРЕЦ", на подконтрольную эксплуатацию - внедрено 17 ВПЕД, продолжить применение;

ü  Использование вставок из освинцованного термостойкого кабеля в составе строительных длин кабельных линий - оснащено 100% фонда, продолжить применение с увеличением длины вставок;

ü  Внедрение термо-манометрических систем ТМС, СПТ - внедрено 132 штук, продолжить применение.

Содержание механических примесей в добываемой жидкости:

ü  Внедрение ЭЦН пакетной сборки производства ООО "БОРЕЦ" (5-й группы) - внедрение и эксплуатируется 12 установок, продолжить применение; внедрение ЭЦН износостойкого исполнения (3-й группы) - эксплуатируется 352 установки, продолжить применение; внедрение полнокомплетных УЭЦН (с опорной в гидрозащите) - эксплуатируется 31 установка, продолжить применение; Использование станций управления с ЧПС - эксплуатируется 24 станций (13 из них с наземным блоком СПТ) продолжить применение;

ü  Использование штуцеров дискретных регулируемых ШДР-9М-продолжить применение;

ü  Проведение промывок скважин горячим агентом (тех. вода, нефть) проведено 867 скважино-операций, продолжить применение: Производится опытно-промышленная эксплуатация 2 сепараторов мех. примесей ПСМ5-114 производства ЗАО "Новомет" Куст 348скв. 7917: средняя наработка за 3 последних отказа до внедрения - 185 суток, текущая наработка - 103 суток, среднее значение мех. примесей до внедрения 123,78 мг/л.. после внедрения - 6134 мг/л. Куст 324скв. 7234: наработка - 7 суток (спущен непосредственно после ГРП), Среднее значение мех. примесей во время работы - 75,34 мг/л. Остановлена по причине отсутствия Q (заключение комиссии: повышенная концентрация механических частиц при работе сепаратора привела к значительному износу выправляющего аппарата, гильзы и корпуса ПСМ114 (в этом месте корпус ПСМ114 дополнительно не защищен); Восстановление погружного сепаратора механических примесей ПСМ-114 не представляется возможным; Следов наличия механических примесей и проппанта в газосепараторе и секциях насоса не обнаружено).

Солеотложения на подземном оборудовании:

ü  Проведение обработок ингибитором ХПС - 005 - произведена 36 ОПЗ, продолжить применение;

Обработка ингибитором солеотложений CAPTRON 75W - проведено - 17 скважино-операций;

ü  Проведён ГРП по технологии ScaleFrac (Schlumberger) с применением ингибитора солеотложенийй L - 065 куст 370 скв.1745, наработка 105 суток остановлена в связи с недостаточным притоком (АПВ) - результат расследования: солеотложений не обнаружено.

Парафино-гидратообразование по НКТ:

ü  Проведение скребкования лифтов НКТ подрядной организацией ООО "КАСКАД" - проведено 1077 скважино-операций, продолжить применение;

ü  Использование кабеля нагревательного КНПБ 3Ч8 - внедрено 5 линий. Продолжить применение;

ü  Использование "Лебёдок Сулейманова" оборудовано - 10 скважин.

Недостаточная компенсация отборов жидкости:

ü  Выполнение дополнительной программы по интенсификации приемистости фонда скважин ППД;

ü  Дополнительный перевод скважин из добывающего фонда в нагнетательный фонд, (факт 1-е полугодие - 4 скважины, план 2-е полугодие - 3 скважины) Производство опытно-промышленных работ ООО "НЕТЕК" на скважинах ЧРФ с недостаточным притоком, на СКВ. 10918 куст 609 работы выполняются.

Нестабильное энергообеспечение:

ü  Производство ППР наземного оборудования УЭЦН (СУ ТМПН) и КТП.

.5 Расчет и подбор оборудования для ЭЦН

При подборе установки выбирают таки типоразмеры оборудования, что бы обеспечить необходимую норму отбора жидкости из скважины в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах. Подбор установки для эксплуатации скважины производится графическим способом по "РУКОВОДСТВУ по подбору установки электроцентробежного" насоса.

Промысловые данные свидетельствуют, что напорные водяные характеристики снятые на скважине и на стенде не совпадают между собой.

Реальная характеристика проходит на 15-20% ниже паспортной. В "Руководстве…" для проведения расчетов построены напорные характеристики, проходящие на 20% ниже паспортных. Под напорной характеристикой подразумевается лишь ее рекомендуемая по техническим условиям часть.

Наиболее тяжелые условия работы установки наблюдаются при ее запуске, когда необходимо откачивать жидкость глушения при значительно ухудшенных фильтрационных характеристиках призабойной зоны пласта. По этой причине при подборе установки продуктивность скважины принимается в два раза меньше фактической.

Исходные данные:

Р заб. = 15,18 МПа

Р пл. = 20 МПа

К = 10,8 м3/сут.МПа

Н ф. = 2340 м.

воды = 1010 кг/м3

нети = 820 кг/м3в = 0,83 (долях)

Р пр.опт. = 3,5 МПа

Р тр. = 0,5 МПа

Ру = 2,0 МПав = 40,3 мм.

. Определяем планируемый отбор по уравнению притока

2. Выбираем диаметр НКТ

3. Определяем глубину спуска насоса из условия обеспечения минимального необходимого давления на приеме насоса.

4. Выбор насоса

.1 Определяем требуемое давление насоса, равное потерям давления в скважине

4.2 Определяем требуемый напор насоса

4.3 Определяем группу насоса

УЭЦН 5-50

.4 Определяем тип насоса по напору и производительности

УЭЦН 5-50-1300

По производительности УЭЦН5-50

По напору выбираем из таблицы:

4.5 Число ступеней, которое нужно снять для получений необходимого напора

где Z - число ступеней по паспорту

Нн - напор, соответстующий характеристике насоса

.6 Остальное оборудование выбираем согласно комплектности поставки

ПЭДУ 32 - 103 В 5 - двигатель КПБП 3Ч10

К 43.000 - 16 - 12 - кабальная линия

КПБК 3Ч16

ТМПН - 100/3 - трансформатор

ШГС 5805 - 49 АЗУ 1 - комплектное устройство

КТППН - 100/10 - компл. трансформаторная подстанция

.7 В осложненных условиях (КВЧ = 500 мг/л) отечественные ЭЦН применять нельзя, т.к. его ПДК=100 мг/л. Поэтому требуется выбрать УЭЦН фирмы "ODI" у которой ПДК=2000 мг/л. Насос ЭЦН 5-50 соответствует по расходно-напорным характеристикам R-5. Для импорных УЭЦН дополнительное подземное и наземное оборудование (ПЭД, СУ, трансформаторы) поставляется согласно комплектации.

5. Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки

6. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину.

.1 Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля

где h - толщина плоского кабеля

S - толщина метал. пояса, крепящего кабеля к агрегату= 1 мм

.2 Основной размер агрегата с учетом НКТ и круглого кабеля

Dм. - диаметр муфты НКТ (мм)к - диаметр круглого кабеля (мм)

Выбранная насосная установка обеспечивает требуемый напор для преодоления гидростатического столба жидкости в НКТ, потерям напора на гидравлическое сопротивление жидкости в колонне НКТ, противодавления на устье.

Уровень жидкости в скважине над установкой ЭЦН составляет примерно 200 метров, что предотвратит выделение газа из продукции скважины в зоне размещения УЭЦН выше допустимых параметров (<25%).

Рекомендации:

Данную методику расчета можно использовать для практических расчетов оборудования УЭЦН для скважин месторождения.

6. Экономическая часть

6.1 Аннотация мероприятия

При работе скважин, оборудованных УЭЦН, постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны, свойства отбираемой жидкости.

При увеличении обводненности, снижается количество газа на приеме насоса, и, следовательно, можно повышать отбор жидкости, а для этого требуется сменить типоразмер насоса на больший.

При ухудшении коллекторских свойств пласта, снижается скорость фильтрации и. как следствие, уменьшается забойное давление и при этом идет увеличение газосодержания на входе в насос. Если не снизить количество газа на приеме насоса, то насос будет работать на износ, двигатель будет перегреваться, при дальнем увеличении подачи произойдет ее срыв.

Поэтому, для лучшей и более долгой работы УЭЦН требуется периодически проводить оптимизацию работы насоса.

В 2010 году добыто 4109 тыс.тонн нефти. Дополнительная добыча нефти в объеме 369 тыс. тонн получена за счет выполнения программы по оптимизации и интенсификации работы скважин.

В таблице 6.1 приведен анализ оптимизационных мероприятий, проведенных на Талинском месторождении за I-кв. 2010 года.

Из 25 оптимизированных скважин оборудованных УЭЦН была произведена смена установки на УЭЦН конусного типа.

Таблица 6.1

N0	N куста	N скв	МРН, сут	Дебит нефти до ремонта	Дебит нефти после ремонта	Эффект
1	137	6541	297	58	82	+
2	125	6439	73	17	34	+
3	119	1117	45	54	55	+
4	99	926	172	70	74	+
5	28	5687	54	49	50	+
6	44	222	1698	19	53	+
7	100	1028	128	45	69	+
8	857	382	49	69	+
9	30	5763	442	49	71	+
10	230	6886	67	72	101	+
11	36	746	46	104	96	-
12	32	5694	86	62	68	+
13	77	637	190	50	57	+
14	231	6890	9	81	85	+
15	231	6870	17	35	41	+
16	230	6868	179	28	57	+
17	82	260	248	29	30	+
18	36	746	46	103	106	+
19	113	6246	251	56	63	+
20	224	6792	775	25	29	+
21	25	5752	294	18	19	+
22	40	742	172	40	21	-
23	116	8359	276	7	12	+
24	204	6690	65	42	37	-
25	223	6738	127	45	27	-

Межремонтный период (МРП) дан до проведения оптимизации на скважинах. В настоящее время все скважины работают.

Из 25 оптимизированных скважин - 21 скв. (84%) работают с увеличением дебита нефти. Прирост дебита на 1 скважину в среднем составляет 22 тонн/сутки; 5 скважин (16%) работают со снижением дебита нефти после оптимизации. Средний прирост дебита нефти на 1 оптимизированную скважину составил 18 тонн/сутки. Можно сделать вывод, что коэффициент успешности проведения оптимизации - 84%.

6.2 Методика экономического обоснования оптимизации

Обобщающими показателями эффективности являются

1. Поток денежной наличности ПДН

. Чистая текущая стоимость ЧТС

. Срок окупаемости затрат Ток

. Коэффициент отдачи капитала КОК

. Внутренняя норма рентабельности ВНР

. Чувственность проекта к риску

Методика расчета

1. Поток денежной наличности

ПДН = Выр - И - К - Н, 6.1.

где Выр - выручка от реализации;

И - текущие затраты;

К - капитальные затраты;

Н - налоги.

2. Выручка рассчитывается по формуле

Выр = Q · Ц, 6.2.

где Q - объем добычи;

Ц - цена предприятия без акциза и НДС.

. Текущие затраты

И = Зрем + Упер, 6.3.

где Зрем - затраты по себестоимости;

Упер - амортизационные отчисления.

. Капитальные затраты. Т.е. единовременные затраты на проведение научно-исследовательских работ. Приобретение оборудования, строительно-монтажные работы и т.д.

К = Книр + Коб + Кспр 6.4

5. В налогах учитывают: налог на имущество и налог на прибыль

Ним = Сост · 0,02, 6.5.

где Сост - остаточная соимость имущества;

Сост = ∑К - ∑Ам, 6.6.

где ∑К - накопленные капитальные затраты;

∑Ам - накопленная амортизация.

Нпр = Пр обл · 0,3, 6.7.

где Пр обл - прибыль облагаемая налогом.

Пр обл = Пр реал - Ним, 6.8.

где Пр реал - прибыль от реализации.

Пр реал = Выр - 3с/с = Выр - И - Ам 6.9.

Поток денежной наличности рассчитывается за весь период реализации мероприятия.

6. Накопленный ПДН (НПДН)

НПДН = ∑ПДН t, 6.10.

где t - текущий год;

Т - период реализации мероприятия;

ПДН t - поток денежной наличности в t-ом году.

. Для проведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования

А t = (1 + Енп)tp-t , 6.11.

где t - коэффициент дискантирования;

Енп - нормативный коэффициент приведения, равный эффективности отдачи капитала.

В условиях стабильности экономики

Епн = 0,1(10%), 6.12.

tp - расчетный год, t - текущий год.

8.  Дисконтированный ПДН

ДПДН t = ПДН t · α t, 6.13.

9. Накопленный ДПДН представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС)

ЧТС = ∑ДПДН t, 6.14.

После расчета необходимо графически изобразить динамику НПДН и ЧТС.

10. Коэффициент отдачи капитала

КОК = ЧТСпр/ЧТСинв, 6.15.

где ЧТСпр - ЧТС проекта, ЧТСинв - ЧТС инвестиций.

ЧТСинв = К1 · α1 + К2 · α2 + ... 6.16.

Коэффициент отдачи капитала показывает сколько дохода дает рубль инфестиции, вложенных в проект.

11. Для расчета внутренней нормы рентабельности используется следующая зависимость когда ЧТС = 0.

∑ДПДНt = ∑(ДПНt · (1+е)th-t) = 0 6.17.

ВНР - это такая норма дисконта е,

при которой ЧТС = 0

12. Анализ чувствительности проекта к риску.

ЧТС является функцией следующих факторов:

-       от объема нефтеизвлечения;

-       цены на нефть;

-       текущих затрат;

-       налоговой системы.

Каждый фактор подтвержден изменениям.

Необходимо задать наиболее вероятные интервалы изменения факторов, например:

Q = (-30%; + 10%) К = (-30%; + 30%)

Цн = (-10%; + 10%) Н = (-10%; + 10%)

И = (-20%; + 20%)

После этого рассчитываются ЧТС при минимальном или максимальном значениях каждого фактора.

Полученные зависимости изображают н графике.

6.3 Расчет экономического обоснования оптимизации

Таблица 6.2 - Исходные данные по проекту за 2010 год

Объем внедрения, скв.	25
Цена на нефть, руб.	5150
Прирост добычи нефти на 1 скв., т/сут.	18
Стоимость ПРС, руб.	213000
Стоимость ЭЦН, руб.	350000
Цена 1 погонного метра НКТ, руб.	317,7
Цена 1 погонного местра КПБК, руб.	95
Увеличение глубины скв. L, м	500
Коэффициент эксплуатации Кэ	0,921
Себестоимость 1 тонны нефти, руб.	4550

Расчет:

1. Дополнительная добыча находится по формуле 6.1.

где n - количество скважин

q - прирост дебита

Кэ - коэф-т эксплуатации

. Прирост выручки находится по формуле 6.2.

3. Затраты на ремонт скважин определяем по формуле 6.6.

4. Условно-переменные затраты определяются оп формуле 6.7.

5. Текущие затраты определяем по формуле 6.5.

6. Капитальные затраты определяем по формуле 6.3.

7. Стоимость основных средств

8. Амортизационные отчисления определяем по формуле 6.4.

9. Налог на имущество определяем по формуле 6.8.

10. Прирост прибыли от реализации определяется по формуле 6.9.

11. Прирост прибыли облагаемый налогом определяется по формуле 6.10.

12. Налог на прибыль определяем по формуле 6.11.

Результаты расчетов сводим в таблицу 6.3.

. Рассчитываем как по формуле 6.15.

Таблица 6.3 - ТЭП

Показатели	2007	2008	2009	2010
1. Прирост добычи, Q тонн	151274	151274	151274	151274
2. Прирост выручки, тыс.	47,65	47,65	47,65	47,65
3. Капитальные затраты, млн.руб.	3,86	0	0	0
4. Стоимость основных средств, млн.руб.	3,86	3,86	3,86	3,86
5. Остаточная стоимость, млн.руб.	3,86	2,89	2,01	1,93
6. Текущие затраты, млн.руб.	20,21	20,21	20,21	20,21
7. Налог на имущество, млн.руб.	0,08	0,06	0,04	0,04
8. Прирост прибыли от реализации, млн.руб.	27,36	27,38	27,40	27,40
9. Прирост облагаемый налогом, млн.руб.	27,287	27,325	27,361	27,364
10. Налог на прибыль, млн. руб.	8,186	8,198	8,208	8,209
11. ПДН млн.руб.	15,32	19,19	19,19	19,19
12. НПДН млн.руб.	15,32	34,51	53,70	72,89
13. Коэффициент дисконт.	0,9091	0,8264	0,7513	0,683
14. ДПДН млн.руб.	13,93	15,85	14,42	13,11
15. ЧТС млн.руб.	13,93	29,78	44,20	57,31

6.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определённую степень риска, связанную с природными и рыночными факторами (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности вариантов проекта.

Зададим вариацию параметров:

Q = (-20%;+35%); Цн = (-10%; 20%); И = (-15%; +10%); Н = (-20%; +20%); З = (-15%; +40%).

Методика расчета аналогична методике, по которой рассчитывались НПДН и ЧТС для варианта разработки, приведенной выше.

Результаты расчетов сведены в табл. 6.4.-6.8.

По данным результатам для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(И); ЧТС(Н); ЧТС(З).

Таблица 6.4 - Расчет ЧТС (Q)

Показатели	Ед. изм	-20%	+35%
Прирост доп. Добычи	Т/год	168224	283878
Цена 1 т.н	Руб.	505,92	505,92
Стоимость скв./опер.	Тыс.р.	157,99	157,99
Затраты на доп. добычу	Тыс.р.	10208,4	17226,6
Текущие затраты	Тыс.р.	18265,9	25284,12
Прирост прибыли	Тыс.р.	66842,1	118335,4
Налог на прибыль	Тыс.р.	23394,7	41417,4
ПДН	Тыс.р.	43447,3	76918,1
НПДН	Тыс.р.	43447,3	76918,1
Коэф-т дисконтирования	-	1	1
ДПДН	Тыс.р.	43447,3	76918,1
ЧТС	Тыс.р.	43447,3	76918,1

Таблица 6.5 - Расчет ЧТС (Ц)

ПоказателиЕд. изм-10%+20%
Прирост доп. добычи	Т/год	210280	210280
Цена 1 т.н	Руб.	455,33	607,1
Стоимость скв./опер.	Тыс.р.	157,99	157,99
Затраты на доп. добычу	Тыс.р.	12760,5	12760,5
Текущие затраты	Тыс.р.	20817,9	20817,9
Прирост прибыли	Тыс.р.	74928,9	106843,1
Налог на прибыль	Тыс.р.	26225,1	37395,1
ПДН	Тыс.р.	48703,8	69447,9
НПДН	Тыс.р.	48703,8	69447,9
Коэф-т дисконтирования	-	1	1
ДПДН	Тыс.р.	48703,8	69447,9
ЧТС	Тыс.р.	48703,8	69447,9

Таблица 6.6 - Расчет ЧТС (И)

Показатели	Ед. изм	-15%	+10%
Прирост доп. добычи	Т/год	210280	210280
Цена 1 т.н	Руб.	505,92	505,92
Стоимость скв./опер.	Тыс.р.	157,99	157,99
Затраты на доп. добычу	Тыс.р.	12760,5	12760,5
Текущие затраты	Тыс.р.	17695,2	22899,7
Прирост прибыли	Тыс.р.	88689,7	83485,2
Налог на прибыль	Тыс.р.	31041,4	29219,8
ПДН	Тыс.р.	57648,3	54265,4
НПДН	Тыс.р.	57648,3	54265,4
Коэф-т дисконтирования	-	1	1
ДПДН	Тыс.р.	57648,3	54265,4
ЧТС	Тыс.р.	57648,3	54265,4

Таблица 6.7 - Расчет ЧТС (Н)

ПоказателиЕд. изм-20%+20%
Прирост доп. добычи	Т/год	210280	210280
Цена 1 т.н	Руб.	505,92	505,92
Стоимость скв./опер.	Тыс.р.	157,99	157,99
Затраты на доп. добычу	Тыс.р.	12760,5	12760,5
Текущие затраты	Тыс.р.	20817,9	20817,9
Прирост прибыли	Тыс.р.	85566,9	85566,9
Налог на прибыль	Тыс.р.	23958,7	35938,1
ПДН	Тыс.р.	61608,3	49628,9
НПДН	Тыс.р.	61608,3	49628,9
Коэф-т дисконтирования	-	1	1
ДПДН	Тыс.р.	61608,3	49628,9
ЧТС	Тыс.р.	61608,3	49628,9

Таблица 6.8 - Расчет ЧТС (З)

ПоказателиЕд. изм-15%+40%
Прирост доп. добычи	Т/год	210280	210280
Цена 1 т.н	Руб.	505,92	505,92
Стоимость скв./опер.	Тыс.р.	157,99	157,99
Затраты на доп. добычу	Тыс.р.	10846,4	17864,7
Текущие затраты	Тыс.р.	18903,9	25922,2
Прирост прибыли	Тыс.р.	87480,9	80462,7
Налог на прибыль	Тыс.р.	30618,3	28161,9
ПДН	Тыс.р.	56862,7	52300,8
НПДН	Тыс.р.	56862,7	52300,8
Коэф-т дисконтирования	-	1	1
ДПДН	Тыс.р.	56862,7	52300,8
ЧТС	Тыс.р.	56862,7	52300,8

Вывод: Анализ чувствительности проекта показал, что данное мероприятие не является рискованным, так как диаграмма расположена в положительной части оси координат, по всем вариациям фактором, что позволяет рекомендовать проведение оптимизации работы скважин Приразломного месторождения.

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Обеспечение безопасности работающих

.1.1 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных месторождений

Совершенствование технологических процессов добычи нефти и газа подразумевает использование новых средств автоматизации, телемеханики и управления процессами производства.

Внедрение в производство новых технологий, требует от работников соответствующего уровня знаний. Владения техникой и технологией производства, а также соблюдения техники безопасности предусмотренной правилами эксплуатации.

Вопросы создания безопасных условий труда для работников и их соблюдение актуальны на данном этапе. Ведётся работа по обеспечению и соблюдению оптимальных условий труда, предупреждению и предотвращению чрезвычайных ситуаций, снижению уровня травматизма и числа аварий на производстве.

В процессе добычи нефти и газа возникают опасные факторы при обслуживании объектов по добычи (скважин, ДНС, КНС). Наиболее вероятными являются следующие: возможность образования взрывоопасной смеси, вероятность открытого фонтанирования вследствие нарушения и ослабления соединений, высокое давление рабочей среды в скважинах и трубопроводах, утечки газа. Нефти и химических реагентов, наличие кабельных линий под высоким напряжением и т.д.

За 2010 год по промыслу не зарегистрировано случаев травматизма со смертельным исходом. Зарегистрирован лишь 1 случай травматизма, профессиональные заболевания отсутствуют.

Произведём оценку риска по формуле:

 (7.1)

где Cn - число смертельных случаев;- число работающих в сфере производства;

Ежегодно работникам. Занятым на производстве с вредными условиями труда, согласно ст.117 Трудового кодекса Российской Федерации, предоставляется дополнительный отпуск. К эиой категории работников относится и персонал, занятый на ликвидации аварий и их последствий. Кроме того им выдается бесплатно по условленным нормам молоко или другие равноценные пищевые продукты.

7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

Эксплуатация скважин центробежными электронасосами

1.      Устье скважины оборудуется арматурной с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважин и проведение исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре имеет герметичное уплотнение.

.        Иловой кабель прокладывается от станции управления к устью скважины в траншее или на специальных стойках-опорах.

.        Разрабатываемые установки погружных электронасосов оснащаютс датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.

.        Монтажи демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку проводит электротехнический персонал.

.        Кабельный ролик подвешивается на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.

.        Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не касается элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

.        При свинчивании и развенчивании труб кабель отводится за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

8.      Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не превышает 0,25 м/с.

.        Намотка и размотка кабеля на барабан механизированы. Витки кабеля укладываются на барабан правильными рядами.

.        При ремонте скважины барабан с кабелем устанавливается так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости.

.        Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, проверяется шаблоном в соответствии с требованием инструкции пор эксплуатации погружного электронасоса.

.        Система замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя обеспечиваются выходом на диспетчерский пункт нефтепромысла.

7.1.3 Санитарные требования

Процесс оптимизации скважин подразумевает собой установление оптимальных режимов работы погружного оборудования, вплоть замены эксплуатируемого УЭЦН на оптимальный типоразмер.

Установка УЭЦН производится бригадами БПО ЭПУ и ПРС. Санитарный класс выполняемых работ - 2-ой. Согласно СНиП 2.09.04 - 87.

Работа выполняется на открытом воздухе. На территории ЦДНГ - 3 Приразломного месторождения расположен вахтовый посёлок, где предусмотрены места обогрева и сушки одежды, столовая.

К месту проведения работ работники доставляются автобусами ЛАЗ - 969, Кароса, Икарус.

Рассмотрим санитарные условия некоторых объектов на территории ЦДНГ - 3 Приразломного месторождения (см. табл. 7.2, 7.3).

Проведя краткий анализ представленных данных можно заключить следующее:

-       уровни звука на ДНС - 3 превышают допустимые значения. Работники, занятые производством на территории ДНС - 3 должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.051 - 87.

-       значение вибрации на ДНС - 3 выше допустимых пределов (по ГОСТ - 12.1.003 - 83).

-       Источником повышенной вибрации может служить неисправное оборудование, или же нарушение правил при эксплуатации насосных агрегатов. Поэтому с целью снижения уровней шума и вибрации рекомендуется проводить с ревизию и своевременный ремонт оборудования.

-       Микроклимат производственных помещений соответствует требованиям ГОСТа - 12.1.005 - 88.

-       Работа на нефтедобывающих предприятиях часто проводятся на открытом воздухе.

Таблица 7.2 - Санитарно - гигиенические условия труда

Наименование участка	Исследуемое вещество	Класс опасности	Фактическая среднеарифметическая концентрация, мг/м3	ПДК по ГОСТ 12-1-005-88 мг/м3
КНС - 15	Углеводород	4	53,7	300
машинный зал	СО	4	5,1	20
ДНС - 3	Углеводород	4	236,87	300
насосная	СО	4	4,58	20
КНС - 16	Углеводород	4	48,7	300
машинный зал	СО	4	4,3	20

Таблица 7.3 - Санитарно - гигиенические условия труда

Наименование помещений	Единицы измерения	Результат измерений	Нормативные данные	Примечание
ЦДНГ - 3
ДНС - 3
насосная
агрегат 2
Освещенность	лк	100
Микроклимат:
- Температура	єС	20	15 - 24
- Влажность	%	45	не более	75
Уровни звука	дБ	97	не более	80
Вибрации поля при частоте, Гц
- 16	дБ	98	не более	92
- 31,5	дБ	98	не более	92
- 63	дБ	98	не более	92

Поэтому параметры микроклимата могут являться как опасными, так и вредными производственными факторами. Предусмотрен комплекс мероприятий по защите от воздействий неблагоприятных факторов.

При работе в помещении с охлаждающим микроклиматом, работающие должны быть снабжены в соответствии с требованиями ГОСТ ССБТ 12.4.084 - 80 "Одежда специальная для защиты и от пониженных температур. Костюмы мужские. Технологические условия" и 12.4.088 - 80 "Костюмы женские для защиты от пониженных температур. Технологические условия". При воздействии ветра, регламентируемая температура воздуха должна быть увеличена на 2,2єС на каждый 1 м/с увеличения его скорости. А также устанавливают специальное оборудование и устройства укрытия над рабочим местом, оборудуются помещения для обогрева работающих, а также существуют актированные дни.

7.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения

В соответствии с общесоюзными нормами технологического проектирования (НПБ 105-95) по взрывопожарной опасности относится к категории А. Огнестойкость здания по СНиП 2.01.02 - 85 относится к III степени.

Для проезда пожарных машин предусмотрен въезд через ворота на территорию.

У взрыва - и пожароопасных зон в помещениях или на открытых установках указываются классы по ПЭУ: взрывоопасные В-1г и категории IIА-Т3, IIВ-Т3, IIC-Т1.

Опасная величина тока для человека 0,05 А, а смертельная 0,1 А.

Безопасных напряжений нет.

На промышленных предприятиях широко используют и получают в больших количествах вещества и материалы, обладающие способностью к электронизации, т.е. к возникновению зарядов статического электричества. Электрические заряды часто являются причиной пожаров и взрывов. Кроме этого статическое электричество - причина нарушения технологического процесса, снижения точности показаний приборов и автоматики. Для отвода зарядов статического электричества, используют устройство электропроводящих полов или заземленных зон, мостов и рабочих площадок, заземление ручек дверей, поручней, лестниц, рукояток приборов, молний и аппаратов.

Защита объектов от прямых ударов молнии по классу В-1г. Ожидаемое количество поражений в год, N>1 не огранивается. Категория устройства молниезащиты II. Тут зоны защиты А и Б.

Все более широкое применение электрического тока при добыче, подготовке, транспортировке и переработке нефти и газа при бурении и ремонте скважин и других работ значительно увеличивает потенциальную опасность этих сложных технологических процессов.

Более 70% электротравм на объектах нефтяной промышленности происходит при обслуживании распределительных устройств, воздушных, кабельных линий, электропроводки, электросварочной установки и т.д.

Повышенной опасности в ТПП подвергаются машинисты передвижных агрегатов, электрослесари механики, сварщики.

Безопасность труда при обращении с электрическим током предполагает высокое качество работ по устройству электроустановок, периодический контроль их состояний, а так же высокий контроль и уровень производственной дисциплины, строгое соблюдение действующих правил устройства электроустановок, правил технической эксплуатации электроустановок.

К работе с ними допускаются только высококвалифицированный персонал, ознакомленный с правилами техники безопасности при обслуживании электроустановок. Для защиты людей от поражения электрическим током все электроустановки оборудуются элементами защиты, плавными предохранителями, реле - выключателями заземления. Для предотвращения прикосновения человека к токоведущим частям применяют: изоляцию, ограждения, дистанционное управление.

Продолжает оставаться актуальной проблема защиты объектов от статического электричества. Для предотвращения накопления зарядов используется антистатическое покрытие. Антистатические прокладки (из хрома). Добавки таких присадок снимают способность горючих веществ к электролизации. Каждый производственный объект ТПП имеет комплекс защитных устройств от грозовых зарядов. Все эти устройства предназначены для безопасности людей, сохранности зданий и сооружений, предотвращений возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при воздействии молнии.

Как правило, такими устройствами служат молниеотводы. На промыслах используются два типа молниеотводов: стержневые и тросовые.

На промысле применяется следующие средства пожаротушения: огнетушители типа ОП-5 - ГОСТ (82-60). Также существуют противопожарные щиты, на которых находятся багры. Ломы, ведра, огнетушители.

При пожаре вызываются пожарные машины из города.

.2 Экологичность проекта

7.2.1 Влияние проводимых работ на окружающую среду

Атмосферный воздух

Основными загрязняющими веществами атмосферного воздуха при эксплуатации месторождения являются углеводородные соединения, продукты полного и неполного сгорания, оксиды азота, углерода, сажа, химические реагенты применяемые в процессе добычи нефти.

Эти источники загрязнения воздуха на Красноленинском месторождении, при строительстве и эксплуатации скважин принимают согласно РД 39-022-90. К ним же соотносят и двигатели внутреннего. Факела, шламовые амбары, ёмкости ГСМ, оборудования устья скважин, ЗУ, циркуляционные системы и т.д.

Поверхностные воды

Загрязнение водных артерий в районе месторождения происходит в основном вследствие порывов нефтепроводов и водоводов. Анализ поверхностных вод, проведённый лабораторией СибНИИНП, в районе месторождения показал, что содержание нефтепродуктов отмечается равным 2,6 мг/л, что превышает предельно - допустимые концентрации (ПДК) в 52 раза (при допустимом ПДК = 0,05 мг/л), концентрация хлоридов составляет 36,1 мг/л. Этот показатель выше природного фона в 6,1 раз. Содержание ионов железа в воде достигает 1,8 г/л, что превышает ПДК в 3,6 раза (при допустимом ПДК = 0,5 мг/л).

Подведя краткий итог можно заключить, что общее состояние поверхностных вод крайне неудовлетворительное и следует принять ряд мер по предотвращению сложившихся ситуации.

Почвенный покров. Аналогично поверхностным водам от порывов трубопроводов и последующим разливов нефти, загрязнению подвергается на месторождении и почвенно-растительный покров. Кроме этого вред почвенному покрову наносит сама технология сооружения на территории месторождения водоводов; подготовительные работы, включающие расчистку трассы; сооружение временных дорог; строительство складов для хранения материалов; засорение горючесмазочными материалами и отходами строительного производства; передвижение строительной техники и транспортных средств.

Произведём расчёт выбросов вредных веществ в атмосферу при сгорании газа на факеле ЦДНГ - 2. (Данные расчеты сведены в таблицу 7.4)

7.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды

Охрана атмосферного воздуха

Осуществляется в соответствии с законом РФ "Об охране атмосферного воздуха".

Контроль за загрязнением атмосферного воздуха осуществляется отделом охраны окружающей среды ОАО "ТНК-Нягань", местными органами Госкомприроды, санэпидемстанциейй, Госгортехнадзором и проводится в соответствии с положением.

При эксплуатации скважин на Красноленинском месторождении для предупреждения газопроявлений и выбросов вредных веществ в атмосферный воздух службы экологического контроля осуществляют ряд технических, технологических и организационных мероприятий:

§  собирают и максимально утилизируют попутный нефтяной газ при освоении эксплуатационных скважин;

§  обеспечивают автоматическое отключение всех скважин при прорыве выкидной линии;

§  исключают возможность выброса газовой фракции в атмосферный воздух;

§  осуществляют постоянный контроль за техническим состоянием и исправностью добывающего и нагнетательного оборудования, за герметичностью устьевой арматуры;

§  применяют закрытые и герметичные ёмкости для хранения нефти и ГСМ;

Факела аварийного сжигания газа оборудуется системой электрического сжигания. Удовлетворяющий требованиям Минздрава РФ, Госкомприроды и "правилам безопасности в нефтяной промышленности". Его высота и местоположение должны обеспечивать рассеивание вредных веществ до предельно-допустимых концентраций их в приземном слое атмосферы. Рекомендуется сбрасываемый газ в факельную систему предварительно очищать от капельной жидкости, что обеспечит его бездымное сжигание.

Для уменьшения выбросов лёгкой фракции углеводородов в атмосферу необходимо устанавливать по всей технологической цепи сбора, подготовки и транспорта нефти только герметичное оборудование. Осуществлять постоянный контроль за дыхательной и предохранительной арматурой, регулирующей нормальную эксплуатацию имеющих резервуаров. Аварийный факел оборудуется системой дистанционного розжига горелок.

Снижение загрязнения атмосферного воздуха вредными выбросами из технологических печей достигается методами оптимизации процесса сжигания топлива. В качестве топлива используется природный газ, как наиболее экологически чистый вид топлива. Все мероприятия должны обеспечивать соблюдение предельно допустимых концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе.

Охрана поверхностных вод

Трубопроводы, проложенные на территории Красноленинского месторождения (нефтепроводы, водоводы) в местах пересечения их водотоками в аварийных ситуациях являются основными источниками загрязнения поверхностных вод. Для опасных участков разработаны планы ликвидации загрязнения.

Основными видами работ, выполняемых при ликвидации нефтяных загрязнений, являются:

§  доставка технических средств к месту разлива нефти;

§  локализация нефтяного загрязнения на водных территориях;

§  временное хранение и транспорт водонефтяных эмульсий;

§  контроль за произведёнными работами.

В целях поддержания благоприятного гидрологического режима, улучшения санитарного состояния, рационального использования водных ресурсов рек и озёр. Находящихся на территории Красноленинского месторождения, установлены границы водо-охранной зоны, в состав которой входит поймы рек. В эту зону попадает большое количество скважин и кустов, поэтому необходимо соблюдать мероприятия по предотвращению загрязнения природных вод.

При дальнейшей эксплуатации и последующему разбуриванию месторождения необходимо решать вопрос по проведению технических и технологических мероприятий. Обеспечивающих их экономически чистую эксплуатацию:

§  усиление обваловки вокруг кустовой площадки до отметок выше максимального уровня паводковых вод на 0,5 - 0,8 м;

§  устройство гидроизоляции площадки;

§  обеспечение отвода изливов нефти во время ремонта и аварий по герметизированным сетям в специальную ёмкость;

§  исключить попадание отходов бурения в водоносные горизонты;

§  при сборе, подготовке, транспорте нефти предусмотрена герметизированная система для полного исключения возможности загрязнения гидрографической сети месторождения.

Охрана почвенного покрова

Экологический результат рекультивации нарушенных почв на Красноленинском месторождении заключается в создании благоприятных условий функционирования экологических систем в данном районе после их восстановления. Технически возможные методы рекультивации определяются характеристикой нарушенных земель (форма и морфометрические параметры техногенного рельефа, мощность и пригодность почв к освоению, условия увлажнения).

Воздействия строительного периода на почвенно-растительный покров (ПРП) определяется конструктивной схемой прокладки трубопроводов. Технологией сооружения и условиями местностей. Между тем, именно почвенный покров. Представляющий плодородную верхнюю часть земной коры, аккумулирует влагу и питательные вещества, обеспечивают существование и воспроизводство растительных организмов. В дальнейшей разработке месторождения необходимо предусматривать:

§  строгое размещение в пределах земельного отвода базы хозяйственной части самих монтажников;

§  максимальное сохранение во время строительства наземного яруса растительности и верхнего горизонта почв, проведение строительных работ в зимний период времени;

§  разработку оптимальных маршрутов между буровыми с учетом рельефа местности;

§  строительство специальных зимников для транспорта тяжелых комплексно-блочных установок (КБУ) к местам их монтажа.

При бурении скважин чрезвычайно опасны аварийные выбросы нефти, загрязняющие значительные по площади территории нефтепромысла. В этой связи необходимо:

§  располагать скважины и кусты на землях не занятых лесом, особенно в районе реликтовых лесов;

§  исключить размещение кустов и скважин в затопляемых, пойменных зонах;

§  при монтаже буровых установок запроектировать гидроизоляцию площадок под объекты: вышечно-лебёдочный, насосный и силовой блоки, блок приготовления растворов и т.д.

§  исключить применение в буровых растворов нефтепродуктов, заменяя их раствором с полимерными реагентами. Однако здесь необходимо учитывать наличие норм ПДК на акриловые полимеры для водоёмов рыбохозяйственного назначения;

§  предусмотреть при завершении строительства сборку и вывозку бытового и производственного мусора в места свалки, согласованные с землепользователем, с последующей их ликвидацией.

Для соблюдения этих требований необходимо осуществлять контроль за состоянием почв на месторождении, охватывающим их загрязнение, нарушением и учётом отводимых во временное использование и возвращенных земель, также за качеством и своевременностью проведения рекультивационных работ.

7.3 Чрезвычайные ситуации

При проведении строительных и ремонтных работ скважин, ДНС, КНС и т.д., возможно возникновение следующих чрезвычайных ситуаций техногенного характера: пожары, взрывы, разливы сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ), отключение электроэнергии.

Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси

По результатам статических материалов наиболее вероятными чрезвычайными ситуациями при проведении работ являются взрыв и пожар.

Произведём прогнозный расчёт взрыва резервуара на ДНС - 3 Приразломного нефтяного месторождения.

Исходные данные: Vрез = 50м3; расстояние от центра взрыва до здания ЦДНГ - 3, р2 = 223 метра; здание одноэтажное, деревянное.

При аварии на ДНС количество газа, пара Q(т) берём 20% от объёма резервуара:

При взрыв паро - и газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом R1, где происходит полное разрушение и, на границе которой давление ΔРф1 составляет 900 кПа.

Радиус зоны детонационной волны R1 определяется по формуле:

Давление во фронте ударной волны ΔРф1 на расстоянии р2 до объекта, находящегося в зоне ударной волны определяется по таблице 2 (см. методические указания по БЖД к дипломному проекту)

Определив давление, оказываемое взрывом на объект, по таблице 3 (см. метод. указания), определим степень разрушения элемента, как слабое.

Радиус смертельного поражения людей Rспл определим по формуле:

Рис. 7.1 Взрыв паро- и газовоздушной смеси.

- зона детонационной волны, радиусом R1 (м);

- зона ударной волны, в которой р2 и р3 - расстояния от центра взрыва до элемента предприятия;

- зона смертельного поражения людей, радиоусом Rспл;

- радиус безопасного удаления (Rбу), где ΔРф = 5 (кПа);

- RПДВК - радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации.

Подводя итог, заключаем следующее:

-       санитарно - гигиеническое условия труда на объектах Красноленинского месторождении удовлетворяют требованиям ГОСТа - 12 - 1 - 005 - 88;

-       уровни звука и вибрации превышают предусмотренные допустимые уровни ГОСТа 12.1.003 - 83, микроклимат и освещение производственных объектов на месторождении соответствуют требуемым нормам;

-       количество вредных веществ выбрасываемых в атмосферу при сжигании газа на факеле незначительное и их уровни ниже предельно - допустимых;

-       уровень проводимых мероприятий на Красноленинском месторождении с целью поддержания общей и экологической обстановки сложившей на данное время можно считать удовлетворительным, но требует дальнейшего их развития;

-       расчёт взрыва ДНС - 3 показал, что здание ЦДНГ - 3 находится на достаточно безопасном расстоянии от предполагаемого эпицентра взрыва и в случае возникновения чрезвычайной ситуации, люди, находящиеся в здании не подвержены смертельной опасности, разрушения здания минимальны.

Литература

1. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. Учебное пособие. - М.: МИНГ, 1987, 71 с.

. Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов, 1997.

. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1983, 510 с.

. Ивановский В.Н. Пенкин С.С. Сабиров А.А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. - М.: ГУП, издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. Губкина, 2002. - 256 с.

5. Отчёты отдела геологии, отдела добычи и разработки.