Имитационное моделирование системы технического обслуживания и ремонта скважин, оборудованных установками ЭЦН в условиях ТПП "Урайнефтегаз"

• Автор: Меньшиков, Александр Геннадьевич
• Шифр специальности: 05.13.01
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 213 с. : ил.

1.1. Анализ эффективности эксплуатации фонда нефтяных скважин в условиях ЗападноСибирской нефтегазовой провинции
1.2. Исследование влияния особенностей геологического строения месторождений Шаимской группы и характеристик добываемой продукции на надежность работы глубиннонасосного оборудован ия
1.3. Анализ деятельности бригад подземного и капитального ремонтов скважин и пути повышения эффективности их работы

1.4. Основные причины отказов установок ЭЦП и методы

ликвидации осложнений, возникающих при авариях

Выводы по разделу.

НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН,

ОБОРУДОВАННЫХ УСТАНОВКАМИ ЭЦН

2.1. Методика обеспечения требуемого уровня надежности работы скважин, оборудованных установками ЭЦН.
2.2. Выбор теоретических законов распределения отказов и полетов установок ЭЦН в условиях ТПП Урайиефтегаз
2.3. Алгоритм распределения техникоэкономических показателей эффективности системы технического обслуживания и ремонта скважин
2.4. Байесовская оценка показателей надежности установок ЭЦН
и ловильных работ.
Выводы по разделу
3. МОДЕЛИРОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНИКОЭКОНОМИЧЕСКИМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ В УСЛОВИЯХ ТПП УРАЙНЕФТЕГАЗ.
3.1. Исследование и управление техникоэкономическими показателями технического обслуживания и ремонта скважин, оборудованных установками ЭЦН
3.1.1. Численное моделирование эффективности системы ТОР на месторождениях Даниловской свиты.
3.1.2. Численное моделирование эффективности системы ТОР на месторождениях Тюменской свиты.
3.2. Исследование и управление показателями технического обслуживания и ремонта при извлечении установок ЭЦН с забоя скважин
3.2.1. Численное моделирование техникоэкономических показателей эффективности ТОР на месторождениях Даниловской свиты
3.2.2. Численное моделирование техникоэкономических показателей эффективности ТОР на месторождениях Тюменской свиты.
3.3. Оценка влияния системы технического обслуживания и ремонта на динамику добычи нефти в условиях
месторождений Шаимской группы.
Выводы по разделу.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


Пласт П2 представлен разнозериистыми, плохо отсортированными песчаниками, на контакте с породами фундамента конгломератами, с прослоями аргиллитов и алевролитов. Эффективная толщина пластов изменяется от 0,6 м до ,4 м, в среднем по залежам от 2,9,1 м. Отличительной особенностью геологического строения пластов является наличие в разрезе значительной доли пропластков коллектора толщиной до 2 м. Пласты характеризуются также значительной неоднородностью по проницаемости. Верхнеюрские песчаники пласта Т образовались в прибрежноморских условиях. Песчаники мелко и среднезернистые, кварцполевошпатовые, слюдистые, алеврнтнетые. Содержание глинистых минералов в составе цемента изменяется от 7 до , в среднем . Состав глин преимущественно каолинитовый. ГКО. ЧОГИГЕОКИЯ РЛ1РЕ1 тип I
Рис. Толумское месторождение относится также к месторождениям Даниловской свиты. Продуктивные отложения горизонта П представлены в основном двумя пластами П и П2, сложенными гравелитами, песчаниками с прослоями алевролитов. Характерной особенностью строения залежей горизонта П является развитие пластовколлекторов на склонах выступов фундамента, залегающих в виде отдельных полей, выклинивающихся к сводам поднятий и замещенных глинистыми отложениями на более погруженных участках. Верхний пласт П представлен песчаниками и алевролитами. Для пласта характерны полимиктовый состав пород и коллекторские свойства. Нижний пласт П2 представлен в основном кварцевыми песчаниками, алевролитами и неотсортированными разностями пород, по коллекторским свойствам значительно лучше верхнего. Пласты характеризуются значительной неоднородностью по проницаемости. Основной особенностью геологического строения пласта П, осложняющей процесс разработки, является ухудшенная фильтрационная характеристика пласта П. В результате происходит опережающая выработка интервала пласта П2. Также пласт П характеризуется повышенными значениями нефтенасыщенной мощности и расчлененности, что затрудняет равномерную выработку запасов. Промышленные запасы нефти Ловииского месторождения приурочены к коллекторам Тюменской свиты. Пласты песчаников имеют резкую фациальную изменчивость по разрезу и площади. По разрезу выделяются залежи пластов Ю2 и Ю5. Продуктивные отложения пласта Ю2н представлены залежами, приуроченными к песчаникам и алевролитам прибрежноморских, озерноаллювиальных и склоновых фаций. Пласт представлен неравномерным переслаиванием мелко и среднезернистых песчаников и крупносреднезернистых алевролитов. Продуктивный пласт Ю по литологическому составу отличается от пласта Ю, представлен неоднородным переслаиванием гравелитов, разнозернистых песчаников, реже алевролитов и глин. Таблица 1. II лошадь нсфтегаюиасышснности. Общая толщина. Нсфтснасышсшюстъ 3. АС. Нефгснасышсмностъ ВИЗ. Проницаемость, мим 0,3 0. Коэффициент песчанистости, де. Коэффициент расчлененности, де. Температура пласта. Начальное пластовое давление. МПа . Вязкость исфл в плу. Плотзюсть нефп в пду, тм 0,. Плотность нефти в пову, тм 0. Абсолютная отметка ВПК, м ,6 . ОбьсмныЛ коэффициент нефти, д е. Содержание серы в 1кфти, 0. Содержание парафина в нефти, 6. Давление насыщения газом. МПа 8 6. Средняя пролуьтнвнекпь, тсут аг. Анализ состояния разработки показывает, что месторождения находятся на стадии падения добычи нефти рис. Так, по СевероДаниловсковскому месторождению обводненность достигла ,7, по Толумскому ,7 и по Ловинскому месторождению . Рис. Темпы отбора нефти от НИЗ и выработки запасов по месторождениям ТПП Урайнефтегаз
Трехозерное Мулымьинское Шушминское
КИЗ. Рис. Зависимость обводненности добываемой продукции от выработки запасов по месторождениям ТПП Урайнефтегаз
На рис. ТПП Урайнефтегаз на г. Рис. В целом по месторождениям можно отметить снижение доли активных запасов и рост грудноизвлекаемых запасов. Это объясняется достаточно благоприятной выработкой высокопродуктивных горизонтов, а также введением в разработку месторождений с низкими емкостнофильтрационными характеристикам и. Начиная с четвертого шестого года с начала разработки все месторождения были переведены на систему поддержания пластового давления и механизированный способ добычи путем применения насосов ШСН и ЭЦП.