Анализ МРП добывающего фонда скважин ТПП «Лангепаснефтегаз»

1.

АНАЛИЗ МРП ДОБЫВАЮЩЕГО
ФОНДА СКВАЖИН
ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»
Выполнил
Студент гр. 4Эд2-19
Корниенко Назар Алексеевич
2023

2.

Задачи проекта:
• Провести анализ МРП добывающего фонда скважин;
• Дать рекомендации по увеличению МРП;
• Сделать расчёт и подбор УЭЦН в условиях Урьевского
месторождения.

3.

Обзорная схема района работ

4.

Природно-географические условия и инфраструктура
Наименование
Географическое положение района
Описание
В центральной части Западно-Сибирской равнины – в бассейне
Широтного Приобья
Место базирования ТПП
г. Лангепас
Сведения о рельефе местности, его особенностях
Слабо расчлененная, залесенная равнина с многочисленными озерами и
болотами
Характеристика гидросети
Реки Урьевский Еган, Ван-Еган и др., относящиеся к бассейну р. Аган
Среднегодовые и экстремальные значения температур
Среднемноголетняя температура - 3.2 – 2.6 С. Максимальная +30 С.
Минимальная – 55 С
Толщина снежного покрова и его распределение
Толщина снежного покрова достигает 1.0 м, в лесу – до 1.5 м
Населенные пункты и расстояния
г. Лангепас– 10 км, г. Нижневартовск - 75 км
до них
г. Мегион – 50 км
Действующие и строящиеся нефтепроводы
Нефтепровод Нижневартовск – Сургут – Омск проходит параллельно
железнодорожной магистрали Сургут - Нижневартовск, действует
газопровод Уренгой – Челябинск
Пути сообщения - наличие аэродромов, ж/д станций,
Автодорога. Сургут – Лангепас – Нижневартовск,
речных пристаней
Ж/д станции в гг. Лангепас, Мегион, Нижневартовск. Аэропорты в гг.
Нижневартовск, Сургут

5.

Выкопировка из тектонической карты центральной части
Западно-Сибирской плиты

6.

Структурная карта по отражающему горизонту А

7.

0,710
0,700
16,0
0,600
14,0
12,0
6,0
0,363
0,419
10,0
8,0
0,500
0,520
0,330
0,400
0,373
0,347
0,382
0,300
0,260
0,200
4,0
2,0
0,100
0,0
0,000
70
60
пористость
нефтенасыщенность
250
проницаемость
200
50
40
30
150
100
20
50
10
0
проницаемость, 10-3 мкм2
18,0
0
Распределение показателей неоднородности по пластам
Распределение ФЕС по пластам
100
90
общая толщина
эффективная толщина
нефтенасыщенная толщина
80
70
Толщина, м
Коэффициент расчлененности, ед
0,800
Коэффициент песчанистости
Пористость, нефтенасыщенность, %
Коэффициент расчлененности
20,0
Коэффициент песчанистости, д.ед
Характеристика продуктивных пластов
60
50
40
30
20
10
0
Распределение толщин по пластам

8.

Характеристика коллекторских свойств пластов
по материалам ГИС
АВ13
БВ8
БВ10
ЮВ11
Общая толщина, м
22,5
16,9
27,5
24,4
Эффективная толщина, м
7,6
8,7
7,3
8,9
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м
6,6
4,7
3,3
8,2
Коэффициент песчанистости, единиц
0,330
0,520
0,260
0,382
Коэффициент расчлененности, единиц
4,9
3,0
4,7
3,0
Коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2
82,8
226,6
41,8
11,6
Коэффициент пористости, единиц
22,2
21,0
18,0
17,2
Коэффициент начальной нефтенасыщенности,
единиц
Глубина, м
49,9
63,8
55,7
57,8
1724
2179
2276
2485
Среднее значение параметра

9.

Свойства пластов Урьевского месторождения
Пласт АВ1-2
Пласт БВ8
Параметр
Пласт БВ10
Пласт ЮВ1
Среднее значение
Пластовое давление, Мпа
16,3
20,7
23,3
24,8
Пластовая температура, °C
73
82
92
96
Газосодержание нефти, м3/т
43
62
75
98
Плотность нефти в условиях
пласта, кг/м3
806
772
772
759
Вязкость нефти в условиях
пласта, мПа*с
2,23
1,58
0,94
0,88

10.

Компонентный состав нефти и газа Урьевского
месторождения (при однократном разгазировании в
стандартных условиях)
Пласт АВ1-2
Наименование параметра
Газ
Пласт БВ8
Нефть Пластовая нефть
Газ
Нефть Пластовая нефть
Углекислый газ
Азот + редкие
Метан
0,45
2,1
83,8
0,21
0,06
0,41
18,67
0,11
1,83
64,35
0,26
0,09
0,33
20,3
Этан
2,27
0,11
0,91
5,35
0,16
1,85
Пропан
2,89
0,66
2,12
10,5
1,24
3,86
Изобутан
Н. бутан
Изопентан
Н. пентан
Плотность, кг/м3
1,63
2,67
1,36
1,47
1,05
1,06
2,7
2,5
2,96
0,862
1,65
3,39
2,24
2,68
0,806
4,04
7,44
2,42
2,26
1,212
1,35
3,61
3,13
3,9
0,855
2
4,22
2,28
2,99
0,771

11.

Основные свойства пластовых вод Урьевского
месторождения
Наименование параметра
Индекс пласта
АВ13
БВ8
0,8
1,0
-в стандартных условиях
1,013
1,016
1,017
1,015
-в условиях пласта
993
997
995
986
0,43
0,38
0,35
0,31
4,85
4,87
4,88
4,89
1,022
1,021
1,024
1,032
21,2
26,4
26,4
26,9
Среднее газосодержание, м3
БВ10
ЮВ11
1,0
1,0
Плотность воды, кг/м3
Вязкость в условиях пласта, мПа*с
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа(10-4)
Объёмный коэффициент, доли ед.
Общая минерализация, г/л

12.

Запасы по отдельным пластам
Наименование показателя
Ед. Изм.
01.01.2022
01.04.2022
01.07.2022
АВ13
Начальные извлекаемые запасы
млн.т.
82,705
82,705
82,705
Остаточные извлекаемые запасы
млн.т.
10,61945
10,50516
10,3846
Отобрано с начала разработки
млн.т.
72,08555
72,19984
72,3204
БВ8
Начальные извлекаемые запасы
млн.т.
7,745
7,745
7,745
Остаточные извлекаемые запасы
млн.т.
0,814155
0,813093
0,812064
Отобрано с начала разработки
млн.т.
6,930845
6,931907
6,932936
БВ10
Начальные извлекаемые запасы
млн.т.
1,852
1,852
1,852
Остаточные извлекаемые запасы
млн.т.
0,253296
0,248869
0,242793
Отобрано с начала разработки
млн.т.
1,598704
1,603131
1,608207
43,859
43,859
43,859
ЮВ11
Начальные извлекаемые запасы
млн.т.

13.

Добыча нефти и закачка воды
Наименование показателя
Ед.Из
м
01.01.2022
01.04.2022
01.07.2022
Добыча нефти за год
план
тыс.т.
78,231
82,24
163,449
факт
тыс.т.
96,601
84,045
172,761
Среднесуточная добыча нефти за год
план
т/сут
904
914
929
факт
т/сут
901,5
943,5
1017,3
Закачка воды за год
план
тыс. м3
1333,68
1381,65
2722,35
факт
тыс. м3
1772,49
1370,206
2704,93

14.

Добывающий фонд скважин
Ед. Изм.
01.01.2022
01.04.2022
01.07.2022
Добывающий фонд скважин
Действующий фонд
ШГН
шт.
9
6
4
ЭЦН
шт.
213
218
222
ВСЕГО
шт.
223
225
227

15.

Показатели работы добывающего фонда
Показатели МРП
Показатели НнО
920
705
700
900
695
880
690
860
685
840
680
820
675
800
670
780
665
01.01.2022
01.02.2022
01.03.2022
МРП общий, сут
01.04.2022
МРП ЭЦН, сут
01.05.2022
01.06.2022
МРП ШГН, сут
01.07.2022
01.01.2022
01.02.2022
01.03.2022
НнО общий, сут
01.04.2022
НнО ЭЦН, сут
01.05.2022
01.06.2022
НнО ШГН, сут
01.07.2022

16.

Рекомендации по повышению МРП
• Не допускать перегрева кабеля при проведении технологических
промывок горячей нефтью;
• На скважинах с износом рабочих органов произвести спуск
оборудования износостойкого исполнения с анализом работы;
• На скважинах склонных к отложению солей продолжать проведение
профилактических мероприятий;
• В обязательном порядке проводить промывку ствола скважины
после СПО шаблона;
• Не комплектовать УЭЦН двигателями, которым для охлаждения
нужно больше жидкости, чем номинальная производительность
насоса;
• Контроль за технологическими операциями при подземных
ремонтах скважин.

17.

Характеристика ЭЦНМ5-50

18.

Характеристика ПЭД

19.

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!!!