1. Геолого-физическая характеристика месторождений 9

   1. Геологическая характеристика объекта разработки 9

   2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 16

   3. Состав и основные физические свойства нефти, газа и пластовых вод

   4. Выводы 25

2. Запасы нефти и растворенного газа 26

3. Современное состояние разработки объекта 28

   1. Характеристика системы разработки. Конструкции скважин 28

   2. Динамика и современное состояние разработки объекта 30

4. Назначение и устройство УЭЦН 33

5. Анализ соответствия установленного оборудования и режима его работы добывающим возможностям скважин 55

   1. Расчеты по подбору оборудования УЭЦН и обоснованию режима его работы (с применением ЭВМ) 55

   2. Сопоставление результатов расчетов по подбору оборудования и режима его работы с фактическими 75

   3. Причины отказов УЭЦН 76

   4. Выводы 82

6. Рекомендации по повышению эффективности эксплуатации скважин с применением УЭЦН 86

   1. Предложение по стабилизации электроснабжения питания установок УЭЦН 86

   2. Рекомендации по применению фильтров для удержания проппанта и пластового песка в призабойной зоне скважин 86

   3. Рекомендации по применению шламоуловителей с большим объемом кармана для осадконакопления проппанта и механических примесей (мех примесей) 92

   4. Рекомендации по применению вставных труб 146мм для эксплуатационных колонн скважин 168 и 194мм 96

   5. Рекомендации по учету минимально необходимого притока из пласта пластовой продукции для достаточного охлаждения погружных электродвигателей УЭЦН при эксплуатации оборудования с номинальной частотой питающего напряжения 102

   6. Рекомендации по расчету минимально необходимого притока из пласта пластовой продукции для достаточного охлаждения погружных электродвигателей УЭЦН при эксплуатации оборудования на частотах питающего напряжения отличных от номинального значения 105

   7. Определение технической эффективности предлагаемых мероприятий 110

   8. Выводы 111

7. Экономическая часть 112

8. Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации УЭЦН 114

9. Охрана окружающей среды при эксплуатации УЭЦН 114

   1. Основные нарушения правил охраны окружающей среды при эксплуатации УЭЦН и возможные экологические последствия 114

   2. Анализ состояния охраны окружающей среды 114

   3. Общая экологическая характеристика Крапивинской группы месторождений 131

   4. Рекомендации по предотвращению отрицательного влияния на окружающую среду в связи с работой УЭЦН 132

10. Заключение 133

11. Список использованной литературы 134

ВВЕДЕНИЕ

В административном отношении Крапивинская группа месторождений расположена в Каргасокском районе Томской области, и лишь не большая по площади его юго-западная часть (район скважин 200,221,220) входит в состав Омской области Западной Сибири. В 37 км. На юго-восток от него находится разрабатываемое ОАО ТОМСКНЕФТЬ Игольско-Таловое нефтяное месторождение, в 7,5км на юг Западно-Карайское и в 20 км на юго-восток Карайское нефтяные месторождения, находящиеся в разведке. В орогидрографическом плане Крапивинское месторождение расположено в междуречье рек Крапивная и Ягылъ-ях правыми притоками р.Васюган. Более мелкие реки района - Большой и Малый Юнкуль пересекают месторождение в его северной части. Гидрографическая сеть района (р. Ягыльях, Крапивная, Большой и Малый Юнкуль) не представляет практического интереса для судоходства из-за небольшой ширины и глубины рек. Наиболее крупная из перечисленных рек «Ягылъ-ях» достигает ширины 14м., ее глубина не превышает 2м. На ней обустроен причал для выгрузки маломерного флота, доставляющего на месторождение нефтепромысловое оборудование и грузы строительного назначения.

Рельеф района типично равнинный слабовсхолмленный. Характерны высокая (до 50-60%) заболоченность пойм рек и территории в целом, а также большое количество озер. Восточная и южная части месторождения покрыты смешанным редким лесом (береза, осина, сосна, ель).

В экономическом отношении район развит слабо. Ближайший населенный пункт - пос. Новый Васюган расположен в 70 км на северо-восток от месторождения. В апреле 2002г. запущен нефтепровод соединяющий Крапивинское с УПН п. Пионерный. Линии ЛЭП на месторождениях развиты. Энергоснабжение на группе месторождений осуществляется посредством ВЛЭП 110 кВольт с Игольского месторождения. Дорожная сеть на месторождении развита слабо. В 60 км. на восток от месторождения проходит бетонная дорога, соединяющая Каймысовскую группу нефтяных месторождений (Первомайское, Катыльгинское, Зап. Катыльгинское и др.) с Игольско-Таловым, пос. Новый Васюган и г. Стежевой. Круглогодичного сообщения с этой дорогой у Крапивинской группы месторождений нет.

Крапивинское нефтяное месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию, выявленное и подготовленному к глубокому бурению в 1967-1968гг. Промышленная нефтеностность месторождения установлена в 1969г. бурением поисковых скважин №№195,196,198.

Запдно-Моисеевская структура выявлена сейсморазведочными работами МОГТ с/п 4,5,7/80-81 Томского геофизического треста и детализирована работами сейсмопартии 4,5,7/86-87. В региональном тектоническом плане принадлежит Западно-Моисеевскому локальному поднятию, осложняющему Каймысовский свод. Первооткрывательницей месторождения является сводовая поисковая скважина 20п, пробуренная в 1991г. силами ГГП “Томскнефтегазгеология”. На месторождении пробурены и испытаны поисковые скважины 21п и 22п. В 1999г. месторождение передано на баланс ОАО “Томскнефть ВНК”, после чего пробурена и исследована поисково-оценочная скважина 24р.

Междуреченская структура выявлена и подготовлена под поисковое бурение в 1987 году сейсморазведочными работами МОГТ Томским геофизическим трестом, с/п 4, 5, 7/85-86. В региональном тектоническом плане принадлежит Междуреченскому локальному поднятию, осложняющему Каймысовский свод. Первооткрывательницей месторождения является сводовая поисковая скважина №10, пробуренная в 1996 году ГГП “Томскнефтегазгеология”. Позже здесь пробурены и испытаны две разведочные скважины №№11 и 12.

Рисунок 1 Обзорная карта Васюганского района работ

Весь комплекс геолого-поисковых и геологоразведочных работ на месторождении осуществлялся производственным геологическим объединением “Томскнефтегазгеология” и его предприятием ЗНГРЭ.

По результатам бурения и раздельного испытания скважин установлено сложное многопластовое строение месторождения. Пласты характеризуются крайне неоднородным строением по толщине, лито фациям, продуктивности, запасам и тд. Наиболее высокодебитный в разрезе представляется пласт Ю1³⁺⁴, где дебиты фонтанирующих скважин изменяются от первых м3\сут до первых сотен м3\сут.

Основными ограничениями при фонтанном способе эксплуатации является:

1.- низкий газовый фактор (26м³/м³)

2.- низкое давление насыщения(4 МПа)

3.- низкий коэффициент продуктивности по отдельным скважинам (менее 2 м3/сут.МПа).-

Более подходящим способом эксплуатации для данных условий является механизированный способ добычи, тем более что здесь нет значительного вредного влияния газа на работу оборудования. Но поскольку ни один из видов мех. добычи не может сравниться по объемам перекачиваемой жидкости с УЭЦН, то выбран именно этот способ за основной на данном этапе разработки объектов нефтедобычи. Тем более что, укомплектовывая погружное оборудование УЭЦН частотными преобразователями, появилась реальная возможность в проведении плавного регулирования темпов отбора скважинной продукции.

В настоящее время на Крапивинской группе месторождений в эксплуатации находится 116 скв. и все они оборудованы ЭЦН. Среднесуточная добыча составляет около 33000 м3 с процентом обводнённости 22%. Из разведочного фонда в эксплуатации находятся скв. 10P, 24P, 25P, 26P, 30P и 31P.

В данной работе ставится задача изыскания возможности повышения эффективности эксплуатации УЭЦН на месторождениях Крапивинской группы и увеличения межремонтного периода работы (МРП) УЭЦН после проведения на скважине гидроразрыва пласта (ГРП).