Рославльская структура выявлена и подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами МОВ ОГТ в 1:50000 масштабе (сп 6/84-85 и 80/84-85).
Последними сейcморазведочными работами МОВ ОГТ 2D (сп 5/01-02, 7/02-03) масштабов 1:50000 и 1:25000 изучено и уточнено строение территории лицензионного участка по отражающим горизонтам: А (подошва осадочного чехла), ТЮ10 (нижняя юра), ТЮ2 (средняя юра), Ю1, Б (верхняя юра), НБВ8, М (нижний мел), С (верхний мел).
Структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту А, по которому, в контуре замкнутой изогипсы -3500м выделяется Рославльская антиклинальная складка, представляющая собой относительно крупную многокупольную структуру сложной конфигурации субмеридионального простирания размерами 11?1.5?8км, разбитую серией тектонических нарушений на блоки северо-западного и северо-восточного простирания. Амплитуда поднятия 87 м. В пределах этой структуры четко выделяется три локальных поднятия: собственно Рославльское, Северо-Рославльское и Малорославльское. Каждое из этих локальных поднятий оконтурено сейсмоизогипсой -3460м. Наиболее крупным из них является Рославльское л.п., в пределах сейсмоизогипсы -3460м имеет размеры 4.9?0.854?8км и амплитуду 47м, осложнено тремя незначительными куполами. Северо-Рославльское л.п. в пределах сейсмоизогипсы -3460м имеет размеры 1.55?1.25км, амплитуду 22м. Малорославльское л.п. в пределах сейсмоизогипсы -3460м осложнено двумя куполами, имеет размеры 2.85?0.5?1км и амплитуду 11м. По разным направлениям углы падения крыльев этой довольно сложной складки различны. В юго-восточном и юго-западном погружениях углы наклона наиболее крутые и составляют соответственно 5? и 6?20???. Южное и северное погружения более пологие, углы падения не превышают 2?50?.?? Северное крыло структуры разделяется на два заливообразным прогибом.
Среднеюрский сейсмостратиграфический комплекс (ССК), ограниченный в кровле отражающим горизонтом ТЮ2, контролирует строение регионально нефтеносного пласта ЮВ2 тюменской свиты, структурный план по которому в более пологом виде повторяет рельеф доюрского основания.
Рославльская антиклинальная складка по ОГ ТЮ2 уменьшилась в размерах, ранее входящее в ее состав Малорославльское поднятие локализовалось, отделившись от Рославльского поднятия неглубоким прогибом. Малорославльское локальное поднятие в пределах сейсмоизогипсы -2925м имеет размеры 1.5?1.25км? Собственно Рославльское совместно с Северо-Рославльским л.п. по кровле пласта ЮВ2 оконтуривается сейсмоизогипсой -2925м и имеет размеры 6.8?1.25?4.4км, высоту 23м. Северо-Рославльское поднятие приобретает вид структурного носа с вершиной, оконтуренной сейсмоизогипсой -2920м.
Накопление песчаников контролировалось палеоструктурными элементами и хорошие коллекторы развиты в пределах палеоподнятий. Установлена явная связь амплитуд отражения волн ТЮ2 с характером насыщения пласта, а именно, максимальные амплитуды приурочены к нефтенасыщенным зонам пласта, минимальные - к зонам водоносным по данным ГИС.
В верхнеюрском ССК был прослежен отражающий горизонт Ю1, который в структурном плане характеризует строение верхнеюрских песчаников васюганской свиты, перекрытых георгиевскими и баженовскими битуминозными аргиллитами. В общих чертах наблюдается унаследованность структурного плана по горизонту Ю1 от нижележащего отражающего горизонта ТЮ2.
Структурная карта по кровле продуктивного пласта ЮВ1, построенная на основе структурного плана по отражающему горизонту Ю1, позволила уточнить и детализировать строение залежи нефти в пределах Рославльского и Северо-Рославльского поднятий. Само поднятие оконтуривается сейсмоизогипсой -2845м, а по изогипсе -2850м раскрывается в направлении Малорославльского поднятия. Малорославльское поднятие в контуре сейсмоизогипсы -2845м имеет размеры 2.45?1.6км. В пределах изогипсы -2845м Рославльское поднятие совместно с Северо-Рославльским имеет размеры 6.35?1.4?4.7км, амплитуду 23м. По-прежнему Северо-Рославльское поднятие вытянуто в северном направлении и имеет форму структурного носа и самостоятельно оконтуривается по изогипсе -2840м. Наблюдается дальнейшее выполаживание структуры: углы падения крыльев в северо-западном погружении 1?34??? по другим направлениям не превышают 30?. Рославльское поднятие представляет собой антиклинальную складку субширотного простирания, заполненную нефтью до замка ловушки.
Отражающий горизонт Б является основным опорным репером и контролирует кровлю верхнеюрских отложений баженовской свиты в пределах Рославльского поднятия. В контуре сейсмоизогипсы -2820м Рославльское поднятие представляет собой антиклинальную складку неправильной конфигурации, субширотного простирания, осложненную тремя куполами. Самый крупный центральный купол (2.65?0.95км), расположенный в районе скважины 11Р и оконтуренный изогипсой -2805м. По сейсмоизогипсе -2815м он объединяется с западным и южным малоразмерными куполами. Размеры Рославльского поднятия в пределах сейсмоизогипсы -2820м 8.5?1.5?7.5 км, амплитуда 24м.
Нижнемеловые отложения охарактеризованы отражающим горизонтом НБВ8, на котором нашли свое отображение в более пологом виде, выделенные ранее по нижележащим горизонтам все структурные элементы.
Основной интерес в нефтеносном отношении в разрезе неокомского ССК представляют отложения мегионской свиты, в верхней части которой выделяется шельфовый пласт БВ8, являющийся основным продуктивным пластом на Рославльском месторождении и на смежных площадях (Покачевское, Егурьяхское, Западно-Варьеганское и др. месторождения). На Рославльском месторождении клиноформное строение мегионской свиты выражено не так ярко, как на более западных площадях, что связано, возможно, с высокой тектонической активностью территории, в результате которой изменилось направление привноса осадков и происходило встречное наложение отложений.
В палеоструктурном плане Рославльское поднятие по горизонту НБВ8 представляет собой антиклинальную складку неправильной формы, северная и юго-западная части которой, осложняются заливообразными прогибами. Размеры Рославльского поднятия по изогипсе -2525м 4.35?0.7?3.1км, высота 9м. Основной источник сноса находился на востоке, на восточном склоне и в южной присводовой части накапливались массивные песчаники, а на западе, в зоне затишья, пласт сильно расчленен прослоями глин. В северной части поднятия по изогипсе -2540м выделяется структурный нос, протяженностью 1.75км, а в южном направлении по изогипсе -2530м Рославльское поднятие раскрывается и объединяется с Малорославльским и Южнорославльским локальными поднятиями.
В силу специфических условий формирования неокомских отложений, а также по данным поисково-разведочного бурения (скв.11Р, 13Р, 18Р, 30Р и 37Р), пласт БВ8 имеет сложное строение, состоит из трех пластов БВ8/1(нефтеносный), БВ8/2 (преимущественно водоносный) и БВ8/3 (водоносный). Сложное строение пласта БВ8/1 обусловлено чередованием слабо выдержанных по площади и в разрезе песчаных и глинистых прослоев, а также колебаниями ВНК по скважинам. В свою очередь в пласте БВ8/1 выделяется три объекта: БВ8/1-0; БВ8/1-1 и БВ8/1-2+3, изолированных друг от друга глинистыми перемычками. Следует отметить, что в момент накопления пласта БВ8/1-1 Рославльское поднятие испытало относительный подъем, в результате которого пласт БВ8/1-1 оказался размытым в наиболее приподнятой части этого поднятия, а на его склонах сформировались две песчаные линзы, к которым приурочены залежи нефти структурно-литологического типа. При прогнозе перспективных объектов проведены динамический и сейсмофациальный анализы, на основании которых по динамическим характеристикам выделены предполагаемые границы замещения пласта, т.е. песчаные пласты, сформировавшиеся в районе скважины 30Р (ранее Северо-Рославльское локальное поднятие), гидродинамически изолированы от основной залежи. Однако, приведенные границы замещения являются спорными, т.к. проследить их по разрезам невозможно. По нашему мнению, здесь предполагается зона отсутствия коллекторов между основной залежью и районом скв.30, проведенная на расстоянии одной трети между скважинами с различными значениями ВНК. Чтобы доказать это предположение, необходимо провести дополнительные исследования, в первую очередь сейсморазведочные работы 3Д на всей площади Рославльского месторождения, а также гидродинамические, что позволит обоснованно выделить участки с разным уровнем ВНК и с некоторыми особенностями строения пласта.
Вышележащие апт-альб-сеноманский и верхнемеловой ССК, изученные по отражающим горизонтам М и С, интереса в нефтепоисковом отношении не представляют.
По отражающему горизонту М происходит дальнейшее выполаживание и расформирование структуры. Рославльское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания оконтурено по сейсмоизогипсе -1885м, имеет размеры 1.6?0.7км, амплитуду 7м.
По отражающему горизонту С площадь работ представляет собой моноклиналь северо-восточного падения, осложненную структурными носами и заливами.
Основные тектонические элементы были сформированы к концу палеозоя и началу мезозоя и унаследованно развивались в течение всего мезозойско-кайнозойского периода. Существенных структурных перестроек в ходе геологической истории не наблюдалось, практически все поднятия и прогибы сохраняются на своих местах, лишь несколько меняя свои очертания и закономерно уменьшая амплитуды с течением времени. Значительная перестройка палеоподнятий произошла в верхнемеловое время (горизонт С). К этому времени произошло полное расформирование палеоподнятий, район работ трансформировался в моноклиналь, осложненную структурными носами и заливами.
3 ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Технология добычи нефти УЭЦН
Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН), относящихся к классу бесштанговых, является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) применяют в скважинах для откачки пластовой жидкости.
Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 1300 м3/сут и высотой подъема 5002000м.
Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 68,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140С).
Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК имеют следующие преимущества:
· возможность более точного подбора оборудования к технологическим режимам скважины и последовательное обеспечение работы оборудования в режимах, близких к оптимальным;
· повышенные параметры надежности;
· снижение энергетических затрат за счет оптимального подбора установки к конкретным параметрам скважин;
· расширение области применения по газосодержанию на приеме насоса за счет использования насосного газосепаратора.
Установка состоит из подземного оборудования, кабельной линии и наземного электрооборудования (рис. 2.1).
Подземное оборудование, спускаемое в скважину на насосно-компрессорных трубах, включает в себя погружной электродвигатель, гидрозащиту и центробежный насос, над которым устанавливается обратный и сливной клапаны.
Кабельная линия служит для подвода напряжения к двигателю, состоит из основного питающего кабеля и плоского удлинителя с муфтой. Кабель прикреплен к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами.
Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны насосно-компрессорных труб с насосным агрегатом и кабелем на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в трубопровод.
Насос (ЭЦНМ) - погружной центробежный модульный многоступенчатый вертикального исполнения.
Насосы подразделяют на три условные группы - 5; 5А и 6. Диаметры корпусов группы 5- 92 мм, группы 5А - 103 мм, группы 6 - 114 мм.
Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длинной 400-1000 мм.
Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник и основание, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.
Газосепараторы ЭЦН Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ - в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250500 м3/сут, коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг. Погружные электродвигатели ПЭД - погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л (рис.2.2). Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 5302300 В, номинальный ток 26122,5 А. Гидрозащита двигателей ПЭД 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. Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.
Рисунок 3.2 - 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.
Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан. Кабель в сборе состоит из основного кабеля - круглого КПБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского - КПБП (рис. 2.3), присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).
Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля - уложены параллельно в один ряд.
Рисунок 3.3 - Кабели:
а - круглый; б - плоский; 1 - жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 - броня
Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до+160оС.
Система термоманометрическая ТМС - 3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части.
Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105оС. Масса общая - 10,2 кг.
Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов - (КТППН) предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.
Комплектная трансформаторная подстанция (КТППНКС) предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. КТППНКС рассчитана на применение в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.
3.2. Анализ наработки на отказ применяемых ЭЦН в ОАО «Аганнефтегазгеология» НК «Русснефть» по заводам - изготовителям
Рассмотрим сравнительную наработку на отказ отечественных и зарубежных насосов. Как видно из диаграммы на рис.2.4, на предприятии используются ЭЦН различных отечественных и зарубежных фирм-производителей: «Борец», «Новомет», «Лемаз», «Алнас», Centrilift, Schlumberger и др.
Рисунок 3.4 - Анализ наработки на отказ по заводам - изготовителям
Анализ приведенной диаграммы показал наибольшую эффективность наработки на отказ зарубежных насосов по сравнению с отечественными. Наибольшая наработка на отказ наблюдается у фирмы Schlumberger - 1524 сут. Из отечественных насосов самая высокая наработка на отказ - Борец и Алмаз -326 и 299 суток соответственно.
Рисунок 3.5- Анализ наработки на отказ нового оборудования по отечественным заводам -изготовителям
Анализ наработки на отказ нового оборудования по отечественным заводам изготовителям показал высокий рост таких отечественных производителей насосов как Алмаз и Борец.
Рисунок 3.6 - Наработка на отказ импортных УЭЦН
по пластам на 01.01.07 г.
Увеличивается наработка на отказ импортных УЭЦН по пластам от 250 до 821 сут., что показывает эффективность использования импортных насосов по сравнению с отечественными.
Рисунок 3.7 - Причины отказов УЭЦН.
Наименьший процент составляет бесконтрольная эксплуатация 0,8 - 1%. От 10 - до 12% отказов УЭЦН составили причины по ГТМ и коррозии оборудования. От 4 до 9% наработка на отказ составляет по некачественным СПО.
Проведем сравнительный анализ применения импортных и отечественных УЭЦН двухопорного исполнения на фонде скважин в 2007 г. (табл. 3.1., 3.2).
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
