Нефтегазоносность пласта

ВВЕДЕНИЕ
     
     Воздвиженское нефтяное месторождение находится в пределах Воздвиженского лицензионного участка, в пределах Кошкинского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 35 км к востоку от районного центра с. Кошки. Данный лицензионный участок, расположен на северо-западе Самарской области.
     Площадь месторождения имеет пересечение с сетью подземных и наземных коммуникаций, в том числе с линиями электропередач.
     Пласт Б2 сложен терригенными, глинистыми, терригенно-глинистыми, терригенно-карбонатными и глинисто-карбонатными породами с преобладанием терригенной и глинистой составляющей. Коллекторами нефти служат песчаники, в единичных случаях – пористые алевролиты.
     Тип коллектора – поровый.
     Физико-химические свойства нефти пласта Б2 в пластовых условиях составили: плотность нeфти – 0.915 г/см3, вязкость – 206 мПа·с, давление насыщения -  4.5 МПа.
     Содержание газа в нeфти по результатам однократного разгазирования составило 6.59 м3/т. и по дифференциальному разгозированию – 5.27 м3/т
     



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     
1.1 Общие сведения о месторождении
    
     Месторождение расположено на территории Воздвиженского лицензионного участка АО «РИТЭК» на территории Кошкинского, Сергиевского и Челновершинского районов Самарской области. Лицензия СМР №01852 НР от 14.02.2014 выдана на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья, добычу подземных вод для технического водоснабжения на Воздвиженском участке на срок до 01.07.2030 г. 
     Предыдущим недропользователем являлось ЗАО «Самара-Нафта» на основании лицензии СМР №13231 НР от 06.07.2005 г., которая в 2014 г. переоформлена на ОАО «РИТЭК». Месторождение открыто в 1975 году, в разработку введено в 2008 г. 
     Изначально залежи нефти Раевского, Воздвиженского, Северо-Чистовского и Калашниковского куполов являлись самостоятельными месторождениями, которые в 2011-2013гг. были объединены в одно Воздвиженское месторождение.  Основанием этому явилось расположение вышеназванных куполов в непосредственной близости к Воздвиженскому месторождению (в пределах единого лицензионного участка), сходное геологическое строение и коллекторские свойства продуктивных пластов, а также планируемая единая система разработки и сбора продукции. [1]
     Площадь месторождения пересекается сетью подземных и наземных коммуникаций, в том числе и линиями электропередач.
      Обзорная схема района работ на рисунке 1.1
    
    
    

Обзорная схема района работ
     









Рис. 1.1
     
     
1.2 Нефтегазоносность пласта
     
     С точки зрения нефтегазаносности Воздвиженское месторождение, относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, для которой принято 
деление толщи палеозоя на восемь литолого-стратиграфических или нефтегазоносных комплексов (НГК), из которых шесть являются карбонатными:
     - девонский терригенный комплекс;
     - верхнефранско - турнейский карбонатный комплекс;
     - нижне - каменноугольный терригенный комплекс;
     - окско - башкирский карбонатный комплекс;
     - верейский терригенно - карбонатный комплекс;
     - каширо - гжельский карбонатный комплекс;
     - нижне - пермский карбонатный комплекс;
     - верхне и среднепермский карбонатный комплекс.
     В пределах объединенного Воздвиженского месторождения залежи нефти выявлены в пластах: 
     - В1турнейского яруса верхнефранско - турнейского карбонатного НГК; 
     - Б2бобриковского горизонта и Б0 тульского горизонта визейского яруса нижне - каменноугольного терригенного НГК; 
     - А4 башкирского яруса окско - башкирского карбонатного НГК; 
     - А2 и А3 верейского горизонта московского яруса верейского терригенно - карбонатного НГК.
     Залежи нефти по всем продуктивным пластам выявлены по данным ГИС и результатам исследования керна и подтверждены опробованием глубинным пластоиспытателем и в эксплуатационной колонне.
     Центрально-Воздвиженский купол 
     Залежь пласта А3 вскрыта 2 поисково-разведочными скважинами 69 и 74 и эксплуатационной скважиной 200 на абсолютной отметке - 999.5 - 1007.8 м. Наличие нефти в пласте отмечено по комплексу ГИС, данным керна и подтверждено опробованием в эксплуатационной колонне скважины 74, по которой в интервале 1160.0 - 1165.0 (- 1007.4 - 1012.4) м получен приток флюида объемом 1.7 м3/сут. 
     Условный водо – нефтяной контакт залежи принят по подошве нефтенасыщенного пропластка в скважине 74 на абсолютной отметке минус 1011.4 м. 
     Залежь пласта Б0 вскрыта 2 скважинами 69 и 200 на абсолютной отметке  -1310.6 -1317.1 м. Нефтенасыщение пласта отмечено по комплексу ГИС, данным керна и подтверждено опробованием в эксплуатационной колонне скважины 69, по которой в интервале 1488.0-1491.0 м (а.о. -1317.5-1320.5 м) получен приток нефти дебитом 8.1 м3/сут на штуцере 4 мм. 
     Условный ВНК залежи принят по подошве нефтенасыщенногопропластка в скважине 69 на а.о. минус 1319.9 м [1].
     Залежь пласта Б2 в районе скважины 69 вскрыта 3 скважинами 69, 200 и 205 на а.о. -1322.7 -1328.9м. Нефтенасыщение пласта отмечено по комплексу ГИС, данным керна и подтверждено опробованием в эксплуатационной колонне скважины 69, по которой в интервале 1499.0-1505.0 (-1317.5-1334.5) м получен приток нефти дебитом 5.4 м3/сут и в интервале 1510.0-1514.0 (-1339.5-1343.5) м получен приток нефти дебитом 1.5 м3/сут. Горизонтальная скважина 200 введена в эксплуатацию с начальным дебитом 20 м3/сут.
     Условный ВНК залежи принят по подошве нефтенасыщенного пропластка в скважине 69 на а.о. минус 1345.5 м. 
     Залежь пласта Б2 в районе скважины 86 вскрыта данной скважиной на а.о. 
-1323.9 м. После 2011 года на данной залежи были пробурены две эксплуатационные скважины 240 и 238. Нефтенасыщение пласта отмечено по комплексу ГИС, данным керна и подтверждено опробованием в эксплуатационной колонне скважины 86, по которой в интервале 1492.0-1497.0  (-1328.8-1333.8) м получен приток нефти дебитом 3.8 м3/сут при свободном переливе [1].
     Условный ВНК залежи принят по подошве нефтенасыщенногопропластка в скважине 86 на а.о. минус 1335.6 м.
     
1.3 Коллекторские свойства пласта

     В целом по Воздвиженскому месторождению по продуктивным пластам пройдено с отбором керна 1335.4 м, отобрано – 726.7 м. Освещенность керном продуктивных пластов составила 32 процента, нефтенасыщенных интервалов – 55 процентов.
     Пласт Б2 сложен терригенными, глинистыми, терригенно-глинистыми, терригенно-карбонатными и глинисто-карбонатными породами с преобладанием терригенной и глинистой составляющей. Коллекторами нефти служат песчаники, в единичных случаях – пористые алевролиты.
     Тип коллектора – поровый.	
     Коллекторские свойства пласта Б2 изучены в разрезе скважин 62, 65, 67 – Восточно-Воздвиженского купола, 253 – Раевского купола, 81 – Северо-Чистовского купола, 68 – Центрально-Воздвиженского купола.
     По данным исследования кернового материала по нефтенасыщенной части пласта Б2 пористость коллекторов изменяется от 19.5 до 26.3%, в среднем составляет 23.5% (53 определения); проницаемость изменяется от 86.9 ?10-3 до 5375 ?10-3 мкм2, составляя в среднем – 747.6 ?10-3 мкм2 (29 определений).
     По керну из скважины 51 – Калашниковского купола в нефтенасыщенной части пласта Б2 пористость коллекторов в среднем равна 23.3 % (12 определений); проницаемость – 564.8 ?10-3 мкм2(8 определений) [1].
     Ниже приведена характеристика коллекторских свойств в таблице 1.1
     
Таблица 1.1
Характеристика коллекторских свойств пласта Б2
Параметр
Купол

Центрально-Воздвиженский

Б2
 Коэффициент пористости

 
Количество скважин
1
 
Охарактеризованная эффективная толщина,м
14.8
 
Количество определений
13
 
Минимальное значение, доли ед.
0.25
 
Максимальное значение, доли ед.
0.26
 
Среднее значение, доли ед.
0.25
 Коэффициет проницаемости

 
Количество скважин
1
 
Охарактеризованная эффективная толщина,м
14.8
 
Количество определений
4
 
Минимальное значение, 10-3 мкм2
424
 
Максимальное значение , 10-3 мкм2
770
 
Среднее значение, 10-3 мкм2
597

     Расчетные значения коэффициентов вытеснения нефти водой полученные по региональной зависимости коэффициента остаточной нефтенасыщенности от абсолютной проницаемости.
     Исследования фазовых проницаемостей на собственном керне месторождения не проводились. Ранее были приняты по аналогии с одновозрастными отложениями Озеркинской группы месторождений. 
     Специальных капиллярометрических исследований на керне объединенного Воздвиженского месторождения не проводилось [1].

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

     Физико-химические свойства нефти пласта Б2 были установлены по результатам исследовании глубинных и поверхностных проб нефти.
     Состав и свойства пластовых флюидов приведены в таблице 1.2 и 1.3
     
     Таблица 1.2
     Свойства пластовой и дегазированной нефти скважины
Параметр
Диапазон значений
Принятые значения

Пласт Б2
1
2
3
Свойства пластовой нефти


Давление насыщения нефти газом, МПа
4,5
4,5
Газосодержание нефти, м3/т
5.21
5.21
Газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
5,27
5,27
1
2
3
Вязкость нефти в условиях пласта, мПа/с
87 - 332
206
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 10-4/МПа
-
-
Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3

-при однократном (стандартном) разгазировании
1.2235
1.2235
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
1.275
1.275
Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3

-при однократном (стандартном) разгазировании
922.7
922.7
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
919
919
Пересчетный коэффициент, ед
0.984
0.984
Количество исследованных глубинных проб (скважин)
1
Свойства дегазированной нефти

Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3
922.2-922.7
922.5
Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мПа

при 20°С
151-187.16
169,08
при 50°С
-
-
Температура застывания дегазированной нефти, °С
22-27
мин.25
Массовое содержание, %

Серы
3.9 – 4.11
3.75
Смол силикагелевых
10 - 25
17.27
Асфальтенов
2.56-3.26
2.91
Парафинов
4.35-4.58
	4.47	
Содержание микрокомпонентов, г/т

Ванадий
0.0067-0.0069
0.0068
Никель
-
-
Температура начала кипения, °С
66
66

      В таблице 1.3 приведен компонентный состав нефти и растворенного газа.

Таблица  1.3
Компонентный состав нефти и растворенного газа
Наименование параметров, компонентов
Численные значения

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
При дифферен-циальномразгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
Пластовая нефть

выделишийся
газ
нефть
выделившийся газ
Нефть

 
Б2
Молярная концентрация компонентов, %
 
Сероводород
2.67
0.32
3.46
0.29
0.47
двуокисьуглерода
5.98
0
4.9
0.09
0.37
азот+редкие
53.1
0
54.34
0.05
3.31
метан
15.06
0.06
16.03
0.14
1.06
этан
11.08
0.33
9.01
0.56
1.05
пропан
6.11
0.65
3.75
0.82
0.99
изобутан
1.41
0.74
1.43
0.75
0.79
бутан
2.18
1.31
1.91
1.34
1.37
пентаны
0.11
0.68
0.31
0.66
0.64
изопентан
0.47
2.78
1.6
2.7
2.64
гексаны
0.03
4.44
0.72
4.38
4.17
гептаны
0
6.36
0.38
6.31
5.97
октаны c8+
0
82.32
0.26
81.91
86.34
     
     Физико-химические свойства нефти пласта Б2 в пластовых условиях составили: плотность нефти – 0.915 г/см3, вязкость – 206 мПа·с, давление насыщения -  4.5 Мпа [1].
     Содержание газа в нефти по результатам однократного разгазирования  составило 6.59 м3/т. и по дифференциальному разгазированию – 5.27 м3/т.  
     По поверхностной пробе определено содержание серы – 3.75 масс.%, парафина – 4.47 масс.%, смол силикагелевых – 17.27 масс.%, асфальтенов – 2.91 масс.%, ванадия – 0.0068 масс.%. Нефть относится к высокосернистым, высокопарафинистым, смолистым. По плотности нефть относится к битумам. По параметрам вязкости нефть является высоковязкой
     Компонентный состав и мольное содержание углеводородного состава газов дифференциального разгазирования нефти составило: метан-16.03 моль%, этан – 9.01 моль%, пропан – 3.75 моль%, бутаны – 3.34моль%.  
     Неуглеводородные  компоненты состава газа представлены: сероводородом – 3.46 моль%, углекислым газом – 4.9 моль%, водородом-1.902 моль%  и азотом плюс редкие – 54.34 моль% [1].

1.5 Подсчет запасов нефти и газа
    
     Исходные данные для подсчета запасов нефти и газа пласта Б2 Воздвиженского месторождения приведены в таблице 1.4 
     
     Таблица 1.4
     Исходные данные на 01.01.2017 г.
Пласт
Площадь нефтеносности тыс.м2
Средневзвеш. эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Коэффициенты
Плотность нефти, г/см?
КИН, конечный проектный
Газовый фактор при диффер. разгазиров. м?/т
Добыча нефти с начала разработки, тыс. т



пористости
объёмный
Нефтенасыщенности




Б2
11668,8
5,1
0,21
1,02
0,84
0,915
0,434
5,27
792,47
    
    
    
     По формуле объемного метода производится подсчет запасов:   
     Qбал  = F?h?m?????q;                                   (1.1)
     где Qбал – балансовые запасы, тыс.т;
             F – Площадь нефтеносности – 11668, 8тыс. м2;
             h – Средневзвешенная эффективная нефтеносыщенная толщина – 5,1м;
             m – Коэффициент пористости – 0,21доли ед;
             ? – Коэффициент нефтенасыщенности –0, 84 - доли ед;
             ? – Плотность нефти в поверхностных условиях – 0.915 г/см3;
             ? – Пересчетный коэффициент – 0,980 доли. ед;
          
     1) Начальные балансовые запасы нефти:
     Qбал  =11668,8?5.1?0.21?0.915?0.84?792,47= 7612 тыс.т;  (1.2)
     2) Извлекаемые запасы нефти:
     Qизвл = Qбал ? К;                                        (1.3)
     где-К – коэффициент нефтеизвлечения.  
            Qизв = 7612 ? 0.434 = 3303тыс.т;
     3) Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01. 2017г. составят:
     Qбал. ост = Qбал – Qдоб;                                                       (1.4)
     где-Qдоб– добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату
                    Qост. бал.=7612 –792.47=  6819тыс.т;
     4) Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2017г. составят:
     Qизвл.ост. = Qизвл – Qдоб;                                   (1.5)
                           Qизвл.ост= 3303 –792.47= 2510.53 тыс.т;
     5) Начальные балансовые запасы газа:
     Vбал.нач. = Qбал.нач ? Г = 7612 ? 5.27  = 40.115 млн.м^3;   (1.6)
     Где Г – газовый фактор по пласту.
     6) Начальные извлекаемые запасы газа:[1],[3],[5].
     Vнач.изв = Qизв. нач? Г;                               (1.7)             
                           Vнач.изв=3303  ? 5.27 = 17.406 млн.м^3;
     7) Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2017
     Vбал.ост.газа =Qбал.ост.неф ? Г;                            (1.8)
     Vбал.ост.газа= 6819  ? 5.27 = 35.936 млн. м^3;
     8) Остаточные извлекаемые запасы газа на 01.01 2017 г.[1],[3],[5]
           Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф? Г;                               (1.9)
     Qизвл.ост.газа=2510.53  ? 5.27 = 13.230 млн.м3;
     
Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту Б2 Воздвиженского месторождения на 01.01.2017 года представлены в таблице 1.5.

Таблица 1.5
Начальные и остаточные запасы нефти по пласту
Запасы нефти тыс. т
Запасы газа млн. м3
Начальные
Остаточные
Начальные
Остаточные
Бал
Изв
Бал
Изв
Бал
Изв
Бал
Изв
7612
3303
6819
2510.5
40.12
17.41
35.94
13.23

1.6 Вывод по разделу:
     Воздвиженское месторождение разрабатывается непродолжительное время и имеет значительный потенциал для добычи углеводородов. Хорошо развитая инфраструктура и доступность месторождений способствуют внедрению новых технологий добычи. 
     Пласт Б2 сложен терригенными, глинистыми, терригенно-глинистыми, терригенно-карбонатными и глинисто-карбонатными породами с преобладанием терригенной и глинистой составляющей. Коллекторами нефти служат песчаники, в единичных случаях – пористые алевролиты.
     Тип коллектора – поровый.
     Физико-химические свойства нефти пласта Б2 в пластовых условиях составили: плотность нефти – 0.915 г/см3, вязкость – 206 мПа·с, давление насыщения -  4.5 МПа. Нефть является высокопарафинистой, высоковязкой, что несет в себе определенные трудности в подборе и эксплуатации оборудования для ее добычи. 
     В данном разделе были изложены общие сведения по месторождению, свойствам нефти и подсчитаны запасы объёмным методом. Начальные геологические запасы составили 7612 тыс.т., остаточные извлекаемые запасы 2510.5 тыс.т. Запасы пласта Б2 относятся к категории С1 – С2.
     Запасы категории C1 - запасы залежи, в которой:
     - нефтегазоносность установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в отдельных скважинах и благоприятных промыслово-геофизических данных в ряде других скважин;
     - условия залегания нефти или горючих газов установлены проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований,
     - коллекторские свойства продуктивных пластов и другие параметры изучены по отдельным скважинам или приняты по аналогии с более изученной частью залежи и соседними разведанными месторождениями.
     Запасы категории С2 - запасы нефти и газа, наличие которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных в отдельных неразведанных полях, тектонических блоках и пластах изученных месторождений, и запасы в новых структурах, оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований в пределах нефтегазоносных районов.




2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние эксплуатационного фонда скважин

     На Воздвиженском месторождении действующий фонд скважин пласта Б2 представлен добывающими скважинами оборудованными установками электроцентробежных насосов. Как видно из таблицы 2.1 на 01.01.2017 года на месторождении действуют 16 скважин и 1 скважина находится в бездействии. 8 скважин ликвидированы по геологическим причинам. Рассмотрим фонд скважин и их характеристики [2].
Таблица 2.1
Состояние фонда скважин пласта Б2 на 01.01.2017 года
Наименование
Характеристика фонда скважин
Количество
скважин


Б2
Фонд добывающих скважин
Пробурено
25

Возвращены с других горизонтов
0

Всего
25

В том числе


Действующие
16

Из них фонтанная добыча
0

УЭЦН
15

УШГН
0

УОРЭ (ЭЦН)
1

Пьезометрические
0

Бездействующие
1

Ликвидированные
8
     Технологический режим работы скважин пласта Б2 приведен в таблице 2.2 [2,3].

Таблица 2.2
Технологический режим работы скважин
№
скв.

Тип УЭЦН

Н вдп.
Н сп.
Н д.
Фактический режим
Нсп.- Hд.





Qн
Qж
Обводненность



м
м
м
т/сут
м3/сут
%
м
1Г
ЭЦНД5А- 400-850
1688.7
1295
85
0.5
95.8
99.4
1210
24
ВНН5-44-2000
1508.0
1475
1074
14.4
16.2
3.6
401
75
ВНН5А-50-2000
1515.0
1460
413
41.1
44.8
0.5
1047
85
ВНН5А-80-1650
1477.0
1383
831
58.4
63.7
1.0
552
100Г
ВНН5А-100-1100
1627.0
1079
997
13.7
90.5
83.3
82
102Г
ВНН5-79-1890
1791.7
1346
1393
12.7
13.9
0.4
47
113Г
ВНН5А-50-2000
1557.0
1222
1151
8.4
9
0,4
71
200Г
ВНН5А-50-2000
1614.3
1253
924
5.4
6.3
5.5
329
205Г
ВНН5А-100-1800
1690.0
1100
913
34.5
116.1
67.5
187
206Г
ВНН5А-100-1750
1795.0
1430
681
22.5
95.5
74.3
749
231Г
ВНН5А-159-1685
1626.5
1080
1034
32.3
57.1
37.8
46
236Г
ВНН5А-50-1810
1727.3
1120
1051
17.5
19.3
0.2
69
238Г
ВНН5А-44-1700
1673.7
1285
1130
7.9
52.1
83.5
155
240Г
ВНН5-80-1750
1619.3
1155
1121
17.0
76.6
75.8
34
251Г
ВНН5А-44-1915
1682.9
1310
633
34.6
37.8
0.1
677
315
ВНН5-50-2589
1222
1495
623
0,4
14,4
97
872

ВНН5-50-800
1578
1553

7,2
42
81,3


2.2 Анализ действующего добывающего фонда скважин фонда скважин
      Действующий фонд скважин по способам эксплуатации представлен на рисунке 2.1 [2]
      
      
Рис.2.1

     На 01.01.2017 года в пределах пласта Б2 Воздвиженского месторождения действуют 16 скважин. 15 скважин, что составляет 94% всего фонда эксплуатируются установками электроцентробежного насоса, одна скважина (6%) эксплуатируется с помощью установки одновременно раздельной эксплуатации, составленной из УЭЦН.
     Разделение фонда скважин пласта Б2 по дебиту нефти представлено на рисунке 2.2
     
Рис.2.2

     На 01.01.2017 года 5 скважин (31%) имели дебиты по нефти от 0 до 10 т/сут; 5 скважины (31%) работали с дебитами от 10,1 до 20 т/сут; 1 скважина (7%) работала с дебитом от 20 до 30 т/сут; 3 скважины (19%) работала с дебитом от 30 до 40 т/сут и 2 скважины (11%) работали с дебитом свыше 40 т/сут; Средний дебит нефти по пласту Б2 составлял 20.5 т/сут. Максимальный дебит по нефти составлял 58.4 т/сут (скв. №85), минимальный 0.5 т/сут (скв. № 1Г).
     Дебит жидкости распределен по фонду неравномерно. Рассмотрим соотношения на рисунке 2.3
     

Рис.2.3
     На 01.01.2017 года 5 (31%) скважин имели дебиты по жидкости от 0 до 20 м3/сут; 1 скважина (6%) имела дебит в диапазоне от 20,1 до 40 м3/сут. Дебит жидкости от 40.1 м3/сут до 60 м3/сут имеют 4 скважины (25%), свыше 60 м3/сут – 6 скважин (38%). Максимальный суточный дебит по скважине составляет 116.1 м3 и принадлежит скважине 205Г. Минимальный дебит у скважины 200Г. Он составляет 6.3 м3/сут. Средний дебит жидкости по пласту Б2 составил 53 м3.
     На рисунке 2.4 представлен график распределения фонда скважин по обводненности продукции.
     
Рис.2.4

     Фонд скважин обводнен неравномерно. В 2016 г. средняя величина обводненности составила 38,9%. восемь скважин фонда имеют содержание попутной воды в продукции менее 20%, по одной скважине от 20 до 50%, и от 50 до 70%; в шести скважинах обводненность свыше 70%. Максимальное содержание воды на скважине 1Г составляет 99.4%, минимальное на скважине 251Г составляет 0.1%, средняя обводненность по пласту Б2 42%. Обводненность продукции напрямую зависит от срока эксплуатации скважин. 
     На рисунке 2.5 представлено распределение фонда скважин по глубине спуска насоса. [2]


Рис.2.5

     На 01.01.2017 года глубины спуска установок электроцентробежного насоса по фонду скважин пласта Б2 распределены следующим образом: на глубине от 1000 до 1100 м спущено 3 насоса (19%), на глубину от 1100 до 1200 м спущено 2 насоса (13%), на глубину от 1200 до 1300 м спущено 4 насоса (25%) и остальные 7 установок спущены на глубину свыше 1300 м (43%). Средняя глубина спуска насосов составила 1280 м. 
     Распределение скважин по динамическому уровню показано на рисунке 2.6
     
     
Рис.2.6

     Можно увидеть, что по состоянию на 01.01.2017 года основные отметки динамических уровней лежат в интервале от 500 до 1000 метров (7 скважин (43%)). Динамический уровень по 6 скважинам в пределах от 1000 до 1200 м (38%). 2 скважины с уровнем до 500 (12%) м и 1 свыше 1200 м (7%).    Распределение динамических уровней по фонду скважин очень неравномерно. Это обусловлено разными сроками эксплуатации скважин и неоднородностью пластовых характеристик пласта Б2. [2]
     Распределение фонда по подпорной характиристике на рисунке 2.7



Рис.2.7

     По графику мы можем увидеть, что разница между динамическим уровнем в скважине и глубиной спуска насоса не однородна по фонду скважин. Для  6 скважин подпорная характеристика менее 100 м (38%), это говорит, о том, что в этих скважинах на приеме насоса низкое давление, и присутствует свободный газ, необходима оптимизация работы данных насосов или перевод скважин на более щедящие методы эксплуатации. 2 скважины (12%) имеют подпорную характеристику от 100 до 300 м, что так же говорит о необходимости оптимизации режима их работы. В 6 скважинах (38%) разница между спуском насоса и динамическим уровнем равна от 300 до 1000 м, оборудование работает на своих режимах. На 2 скважинах (12%) необходима оптимизация погружного оборудования так как, подпорная характеристика более 1000 м. [2]
     Распределение по коэффициенту подачи насоса на рисунке 2.8
     

Рис.2.8

     Рассмотрев коэффициент подачи по скважинам пласта Б2 можно сказать, что не все насосы работают в оптимальном режиме. Так в левой зоне (до 0,75) работают 8 скважин (50%). Скважины, оборудование которых подобрано верно работают в зоне от 0,75 до 1,25 и их тоже 8 (50%). Таким образом для нормализации работы УЭЦН необходимо провести подбор и смену оборудования на 50% фонда. [2]
     Коэффициент продуктивности скважин пласта Б2 Воздвиженского месторождения представлен на рисунке 2.9


Рис.2.9

     Коэффициент продуктивности по скважинам пласта Б2 неравномерен. Значения до 1 имеют 10 скважин фонда, что составляет 62,5%. Значения коэффициента от 1 до 2 имеют 5 скважин (31,2%) и свыше 2 продуктивность 1 скважины (6,3%). Наименьший показатель у скважины №102Г Воздвиженского месторождения, наибольший у скважины 100Г, среднее значение по пласту Б2 равно 0,95 . [2]
     Взаимозависимость между динамическим уровнем и дебитом на примере скважины №24 за 2016 год. Данные представлены на рисунке 2.10

Рис.2.10

     Взаимозависимость между динамическим уровнем и дебитом скважины №205 представлена на рисунке 2.11.

	

Рис.2.11

     Рассмотрев взаимные зависимости динамического уровня и дебита скважин №24 и №205 Воздвиженского месторождения, можно сказать, что изменение Нд имеет обратную зависимость с дебитом. При падении суточного дебита динамический уровень в скважине падает, а при увеличении отбора неизменно растет. [2]


2.3 Анализ причин отказов УЭЦН на скважинах

     За последние 6 лет на действующем фонде пласта Б2 Воздвиженского месторождения произошло 18 отказов УЭЦН. Причины этих отказов представлены в таблице 2.3. [2,3]
     
     
     
     
     
Таблица 2.3
Причины отказов УЭЦН за последние 6 лет
№
Причины отказа
Количество отказов
1
Слом вала насос (ток холостого хода)
5
2
Не герметичность лифта НКТ 
4
3
Снижение изоляции до «0»
9
 
Итого
18

     Причины отказов УЭЦН представлены на рисунке 2.12

Рис.2.12
     Как видно из рисунка основными причинами выхода из строя УЭЦН стали: слом вала насоса 5 отказов (28%), не герметичность лифта НКТ 4 отказа (22%), снижение изоляции системы кабель – ПЭД до «0» 9 отказов (50%).
     Для минимизации отказов по вышеуказанным причинам предусмотрен ряд мероприятий. 
     Для устранения не герметичностей резьбовых соединений НКТ, при производстве ТКРС бригадами используется новая смазка для резьбовых соединений рассчитанная на температуры от -40 до +250 °С. Усилен контроль за бригадами ТКРС при выполнении спускоподъемных операций. 
     В качестве меры устранения отказов, связанных со сломом вала УЭЦН пересмотрены глубины подвески насосов, а в скважинах где это не позволяет сделать строение ствола используются валы большей прочности производства компании Inconel.
     Во многих случаях при небольшом дебите скважины (до 20 м3/сут) охлаждение ПЭД и кабельного удлинителя страдает. Для предотвращения отказов электрической части устанавливаются металлические кожухи ПЭД и термостойкие кабельные удлинители с температурой работы до 230 °С.
     Межремонтный период представлен на рисунке 2.13
     

Рис.2.13
     На рисунке 2.14 показана средняя наработка на отказ за последние 6 лет:



Рис.2.14
     Рассмотрев графики изменения наработки на отказ и межремонтного периода за последние 6 лет можно сделать вывод о постоянном совершенствовании эксплуатации и ремонтов погружных насосов, что и привело к постепенному, но стабильному росту показателей.
     
2.4 Описание и назначение основных частей УЭЦН

     Установка электроцентробежного насоса (далее УЭЦН) предназначена для использования в нефтяных, газовых, водяных и нагнетательных скважинах. 
     Основными объектами эксплуатации УЭЦН являются нефтяные скважины глубиной до 4000м с дебитом жидкости от 10м3 до 1500м3 как вертикальные, так и наклонно направленные где интенсивность набора кривизны не должна превышать 3 мин на 10м ствола скважины. Отклонение ствола скважины от вертикали при спуске насоса и в интервале подвески УЭЦН должно быть не более 60°. Для эксплуатации установки имеется ряд ограничений физико-химических свойств флюида: 
        - содержание механических примесей не более 05 г/л
     - содержание свободного газа на приеме насоса менее 25% (с применением газосепаратора-диспергатора - 75%)
     - содержание сероводорода не более 1,25 г/л
     - рН пластовой воды в интервале 6 – 8,5 ед
     - максимальная температура откачиваемой жидкости, 150°С
     - максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки, 40 МПа
     Установки электроцентробежных насосов представлены в разных исполнениях в зависимости от условий предполагаемой эксплуатации и осложняющих факторов. Вот несколько примеров:
 - ВНН5-25-500/00-01Х - центробежно-вихревой насос (ВНН - вихревой насос производства компании Новомет) базовой конструкции (КВЧ до 0.2 г/л), плавающая ступень, осевая опора в насосной секции, условный габарит 5, с номинальной подачей 25 м3/сут, напором при номинальной подаче 500 м.
 - 052ЭЦНАКИ5-60Тв-2500 - насос повышенной коррозионно износостойкости с пакетной схемой сборки («КИ», «Тв»), 5 габарита, производительностью 60 м3/сут, ступени насоса изготовлены из чугуна типа «нирезист» с твердостью 190-240 НВ, напор насоса 2500 метров, узел пяты в секциях отсутствует («0»), рабочие ступени одноопорной конструкции с пакетной сборкой ступеней («5»), в составе насоса входит входной модуль, соединение секций типа «фланец-корпус» («2»). [4]
     Из примера видно, что обозначения насосов у разных производителей существенно различаются. Неизменными остаются основные технические данные – номинальная производительность насоса, номинальный напор, габаритная группа. Рассмотрим три основных габарита УЭЦН:
- установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;
- установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;
- установки группы 6 поперечным габаритом 140,5 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм.
     Установка электроцентробежного насоса делится на две части – подземную (расположенную в скважине) и наземную часть, находящуюся на устье. 
     Подземная часть УЭЦН собрана из составных модулей, соединённых между собой при помощи фланцев и муфт. Она включает в себя: блок погружной телеметрической системы (ТМСП), погружной электродвигатель (ПЭД) двух типов асинхронный или вентильный приводящий в движение рабочие органы, гидрозащиту препятствующую попаданию пластовой жидкости в ПЭД, входной модуль с приемной сеткой, газосепаратор удаляющий избыточное содержание попутного газа, сам насос состоящий из одной или нескольких насосных секций, обратный и сливной клапана, размещенные на НКТ и сами насосно компрессорные трубы. Погружной кабель различных типов обеспечивающий питание ПЭД электроэнергией. 
     Наземная часть представлена: фонтанная арматура (АФ) позволяющая управлять потоками жидкости на устье, манифольдная обвязка направляющая поток жидкости в систему сбора, повышающий трансформатор, преобразующий напряжение для ПЭД, станция управления ПЭД с возможностью изменения параметров работы УЭЦН и комплектная трансформаторная подстанция (КТП) понижающая напряжение питающей сети для работы станции управления.
     Схема УЭЦН приведена на рисунке 2.15 


















Схема УЭЦН

Рис.2.15
     Рассмотрим подробнее представленное оборудование снизу-вверх по расположению его в скважине.
ТМСП
     Модуль телеметрической системы погружной – представляет собой цилиндрический блок и рассчитан на подсоединение ко всем серийно выпускаемым ПЭД с диаметром корпуса 103, 117 и 130мм рисунок 2.16

Телеметрическая система погружная БП-03 «Электон»



Рис. 2.16

     Погружная телеметрии применяется для регистрации и передачи внешним устройствам текущих значений:
 - давление пластовой жидкости на приеме насосной установки;
 - температура масла погружного электродвигателя (ПЭД);
 - уровень виброускорения ПЭД в радиальном и осевом направлениях;
 - температура пластовой жидкости;
 - переменное напряжение в точке "0 ТМПН";
 - сопротивление изоляции или ток утечки (по выбору) системы "ТМПН-погружной кабель-ПЭД".
     Для подключения погружного блока необходимо, чтобы статорная обмотка соединялась в "звезду" в нижней части двигателя.

Погружной электродвигатель (ПЭД)
     Система погружного электродвигателя состоит из самого электродвигателя, представленного в зависимости от мощности одной или несколькими секциями и гидрозащиты или нескольких модулей гидрозащиты в зависимости от объема масла необходимого для поддержания температурной компенсации объема.  
В настоящее время серийно выпускается несколько разновидностей электродвигателей для ЭЦН. В эксплуатации чаще всего используются асинхронные и вентильные ПЭД. Принципиальное различие их состоит в наличии в вентильном двигателе постоянных магнитов в обмотке ротора (вместо электропроводника в асинхронном), что позволяет уменьшить утечки тока на обмотках ротора тем самым снизив его нагрев. В результате этого вентильные двигатели могут использоваться в установках с низкой частотой вращения (от 250 об/мин) и рабочая температура вентильного ПЭД в стандартном исполнении возрастает до 120 °С, а в термостойком исполнении до 150 °С. 
     Однако, в большинстве скважин продолжают использовать асинхронные двигатели из-за их большей доступности. Схема такого двигателя приведена на рисунке 2.17 
     
Электродвигатель серии ПЭДУ


1 – соединительная муфта; 2 – крышка; 3 – головка; 4 – пятка; 5 – подпятник; 6  крышка кабельного ввода; 7 – пробка; 8 – колодка кабельного ввода; 9 – ротор; 10 – статор; 11 – фильтр; 12 – основание.

Рис. 2.17
      
     Электродвигатели погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионностойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 40 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 600 - 2350 В, номинальный ток 24 - 128 А. Рабочая температура стандартного двигателя до 90°С, а выполненного в термостойком исполнении до 110°С. 
     Основные причины выхода из строя данных двигателей это их перегрев в результате недостаточного охлаждения потоком жидкости и разрушение корпуса ПЭД в результате коррозии. 
     Для борьбы с недостаточным охлаждением возможно использование стальных кожухов, благодаря которым пространство между двигателем и эксплуатационной колонной ограничивается, в результате чего увеличивается скорость движения жидкости и нормализуется охлаждение ПЭД. 
     Для борьбы с коррозией используют двигатели с антикоррозийным покрытием и подачу ингибитора коррозии в добываемый флюид различными способами (контейнеры, дозирование с поверхности).   
      
Гидрозащита
      Гидрозащита обеспечивает связь между погружным электродвигателем и установкой центробежного насоса. Основное предназначение гидрозащиты – компенсация объемов масла в двигателе УЭЦН, и защита ПЭД от попадания пластовой жидкости вдоль вала. Основными причинами изменения объема масла в двигателе служат как температурные расширения (сужения) во время его работы, так и не герметичность уплотнительных изделий и соединений. 
      Пример гидрозащиты приведён на рисунке 2.18
      
       
а – открытого.......................