В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти. Это происходит по многим причинам. Основная из них - вступление месторождений в позднюю стадию разработки, которая характеризуется повышенной обводненностью продукции, увеличением числа ремонтов скважин и снижением дебитов скважин по жидкости. Поэтому особое значение приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин.

Подавляющее большинство скважин на Муравленковском месторождении более 80% эксплуатируется с применением установок погружных центробежных электронасосов, а по всей стране более 30%.

Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиями формирования нефтяной залежи.

Принципы добычи жидкости из скважины, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их. В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.

Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как воздействуют порознь или совместно, вызывают ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях.

1. Исходные данные

1.1 Орогидрография

Муравленковское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, вблизи разрабатываемых месторождений Суторминского и Умсейского. Месторождение приурочено к водоразделу рек Пурпе и Пякупур. В орогидрографическом отношении район представляет собой озерно-аллювиальную равнину, заболоченную и залесеную, изрезанную сетью многочисленных притоков рек Пурпе и Пякупур. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +80 на севере до +11 на юге над уровнем моря. Климат района - резко-континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Температура января падает до - 55С, в летние месяцы достигает +37С. В районе месторождения наблюдается развитие многолетнемерзлых пород, кровля которых залегает на глубинах 190-217 м. Толщина их достигает 125-170 м.

Базовый город месторождения Муравленко.

В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 1982 году по технологической схеме разработки утвержденной ЦКР (протоколом №929 от 23.10.81).

1.2 Тектоника

Муравленковское нефтегазовое месторождение эксплуатируется с целью добычи нефти ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», которому выдана лицензия СЛХ №00712НЭ на право добычи нефти и газа из залежей пластов ПК1, группы пластов БС, геологического изучения с последующей разработкой новых залежей в меловых и юрских отложениях.

На Муравленковском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргеллитовыми породами. Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20 до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты БС10-1 - БС11 на глубинах 2600-2720м.

Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) - пласт ПК1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.

Согласно тектонической схеме Муравленковское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры в пределах сейсмоизогибсы - 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.

1.3 Стратиграфия

Залежь пласта БС11 является основным объектом разработки Муравленковского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.

Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи - 2511,3 м (скв. 2181) и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке - 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону - 35,3%, большая часть которой приурочена к западному крылу структуры.

ВНК в среднем принимается на отметке 2596 м. С юго-запада на северо-восток ВНК понижается с 2591 м до 2612 м. залежь - пластовая сводовая. Размеры залежи 27,8х18,2 км, высота 84,7 м (таблица 1.3.1).

Залежь пласта БС10-1 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Она состоит из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщения. Колебания отметок ВНК от 2510 м до 2530 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6,0 м, в основном около 2 м. По результатам испытания разведочных скважин из пласта БС10-1 получены притоки нефти от 1,3 м3/сут до 80,5 м3/сут и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежи различной весьма сложной конфигурации колеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположены они на значительной части месторождения. Залежи - литологически экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С1 составляет 61%), низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельный объект разработки.

Залежь пласта БС10-2. Пласт имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-аревритовые разности пород.

По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севере он фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь - пластовая сводовая с частичным литологическим экранированием.

По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сут. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.

Таблица 1. Характеристика залежей нефти и газа Муравленковского м/р.

Пласт	Залежь	Глубина пласта в своде (абс. отм.)	Отметка, м	Размеры залежи, км	Высота залежи, м	Средняя толщина, м	Размеры площади, %	Тип залежи
			ГВК	ВНК			Нефтенасыщенная	Газонасыщенная	Водонефтяной зоны	Газовой зоны
БС12		2575		2589	3,4х2,5	14	2,7		63,2		Пластово-сводовая
БС11		2511		2596	27,8х18,2	34,7	12,0		35,3		Пластово-сводовая
БС10-3		2489		2511	3,8х2,8	22	2,6		53,0		Пластово-сводовая
БС10-2	1	2519		2528	0,7х1,5	9	1,3		28,6		Литолог. экран.
	2	2508		2520	0,7х1,3	12	1,5		46,7		Литолог. экран
	3	2479		2513	18,2х7,2	34	2,1		43,6		Литолог. экран
	4	2504		2520	2,0х1,8	16	1,6		100		Литолог. экран
БС10-1		2449		2490	20,1х7,8	41	6,1		39,5		Пластово-сводовая
ПК1		1002	1039		21,2х10,9	37		11,4		100	Массивная

Залежь пласта ПК1. Сеноманская залежь газа вскрыта на глубинах 1102,0 - 1156 м. Наивысшая отметка кровли коллекторов сеномана - 1002,4 м (скв.2118). Дополнительно по сравнению с предыдущим подсчетом запасов залежь испытана в трех скважинах, в которых получен газ с дебитами от 1100 до 2499 тыс.м3/сут (скв.232Р, 250Р, 260Р). По своему составу газ метановый. Для обоснования уровня ГВК учтены результаты испытания и интерпретации по ГИС. В среднем ГВК по площади принят на отметке 1037 + 2 м. Размеры залежи 21,2х 10,9 км, высота 37 м. Тип залежи - массивный. Средняя газонасыщенная толщина 11,4 м.

Помимо этих основных залежей имеются небольшие залежи в пластах БС12 и БС10-3, не имеющие промышленного значения из-за малых размеров, небольших нефтенасыщенных толщин, слабой нефтенасыщенности. При испытании их получены незначительные притоки нефти (1-3 м3/сут) с водой. Вскрыты эти залежи в сводовой части поднятия.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Основным объектом разработки Муравленковского месторождения является залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованием песчано-алеврадитовых разностей пород с глинистыми разделами и имеет довольно сложное строение.

По данным профилей выравнивания в разрезе плата БС11, имеющего общую толщину от 11 до 39 м можно выделить 3 зональных интервала отделяемые друг от друга выдержанными глинистыми разделами: верхний - толщиной 6 - 14 м, представленный 1-2 песчаными прослоями, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационными свойствами развит повсеместно.

Раздел с нижележащим составляет 0-4 м. Средний зональный интервал представлен довольно монолитным песчаным прослоем составляющим от 0 до 20 м. Развит преимущественно в западной части залежи, обладает высокими емкостно-фильтрационными свойствами (коэффициент песчанистости 0,7- 0,9).

Граница между средним и нижним зональными интервалами можно считать скорее литологической, нежели стратиграфической, поскольку нижний зональный интервал представлен коллекторами как расчлененными по разрезу, так и невыдержанными по площади. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов, как по площади, так и по разрезу нижнего зонального интервала. Их низкие емкосто-фильтрационные характеристики (коэффициент песчанистости 0,35-0,45) не позволяет вовлечь их в активную разработку и их следует отнести к пассивным.

Пласт БС11 имеет толщину от 10 до 39 м и уменьшается с севера на юг. В этом же направлении уменьшается и эффективная толщина.

На геолого-статистичеких разрезах, построенных для различных частей месторождения, отмечается снижение емкостно-фильтрационных свойств от кровли пласта к подошве - проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости.

Среднее значение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС - 33,5 мД.

Пласт БС10-2 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемости пропластков. В песчаной фации пласт развит в южной части месторождения. На севере практически полностью замешен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт БС10-2 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.

Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3 проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 1-3 м. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 м, коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона - южная - средняя проницаемость - 4 мД, вторая зона - центральная - средняя проницаемость - 13 мД, третья зона - северная - средняя проницаемость - 70 мД. В среднем по пласту она составляет 33,1 мД.

Таблица 2. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности объектов Муравленковского месторождения

Параметры	БС10-1	БС11
		запад	восток	юг
Толщина общая, м	17,8	30,9	18,6	27,2
Толщина эффективная, м	7,6	19,9	12,6	13,9
Коэффициент расчлененности	2,5	6,9	4,9	6,6
Толщина проницаемого прослоя, м	2,5	3,2	2,8	2,2
Толщина непроницаемого прослоя, м	5,3	1,7	1,2	2,1
Коэффициент песчанистости по разрезу, дол.ед.	0,411	0,652	0,682	0,507
Коэффициент распространения коллектора, дол.ед.	0,281	0,458	0,417	0,294
Коэффициент проницаемости, мД	0,065	0,034	0,049	0,033
Коэффициент пористостости, дол.ед.	0,192	0,184	0,188	0,182
Коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед.	0,576	0,635	0,721	0,587
Показатель послойной неоднородности, дол.ед.	0,100	0,372	0,255	0,323
Показатель зональной неоднородности, дол.ед.	0,161	0,428	0,182	0,393
Параметр функции воздействия	0,693	0,432	0,827	0,678
Параметр функции охвата	0,560	0,111	0,190	0,470
Параметр функции вертикальной связи	0,0291	0,350	0,404	0,447

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

На Муравленковском месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы из пласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведены институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-ННГ».

Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.5.1. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Таблица 3. Свойства пластовой нефти Муравленковского месторождения

Наименование	Индекс пласта
	БС10 1-2	БС11
1	2	3
1. Пластовое давление, МПа	18,2	19,3
2. Пл. температура, С	40	53
3. Давление насыщения, МПа	8,6	9,1
4. Газосодержание, м3/т	50	50
5. Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т	59	54
6. Объемный коэффициент	1,10	1,12
7. Плотность нефти, кг/м3	860	855
8. Объемный коэффициент при усл. сепарации	1,152	1,130
9. Вязкость нефти, мПа*с	1,27	1,25
10. Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10-4	13,90	13,63
11. Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3	890	910

Таблица 4 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Муравленковского месторождения

Наименование	Пласт
	БС10-1	БС10-2	БС11
1	2	3	4
Плотность, кг/м3 Вязкость динамическая, мПа*с при 20С при 50С Вязкость кинематическая, мм2/с при 20С при 50С	860 11,53 4,53 13,41 5,27	855 9,37 4,11 10,95 4,80	856 10,50 4,3 12,26 5,02
Температура застывания, С Температура насыщения парафином, С	1 -	- -	1 -
Массовое содержание, %	Серы	0,47	0,47	0,41
	Смол селикагелевых	6,19	5,67	5,75
	Асфальтенов	2,71	1,44	2,62
	Парафинов	3,90	3,27	3,62
	Воды	8,20	-	1,50
	Мех. примесей	-	-	-
Солей, мг/л	-	2	43
Температура плавления парафина, С Температура начала кипения, С	57 84	53 80	- 80
Объемный выход фракций, %	н.к. - 100С	2,4	-	2,6
	до - 150С	12,8	11,5	13,2
	до - 200С	23,3	22,0	23,9
	до - 250С	-	-	-
	до - 300С	45,2	45,5	45,9
	до - 350С	59,2	-	59,4

В таблице 5 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти. По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 - С5Н12 - 16-17%.

Характерно преобладание нормальных углеводородов над их изомерами.

Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.

Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходом фракций до 350С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

Технологический шифр нефтей Муравленковского месторождения - IТ1П2.

Таблица 5. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Муравленковского месторождения.

Наименование	Пласт БС10
	При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл.	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. усл.	Пластовая нефть
	Выделившийся газ	Нефть	Выделившийся газ	Нефть
1	2	3	4	5	6
1. Углекислый газ	0,25	-	0,31	0,01	0,09
2. Азот+редкие в т.ч. гелий	1,27	-	1,48	0,00	0,45
3. Метан	66,61	0,08	78,23	0,09	23,54
4. Этан	4,19	0,06	4,55	0,25	1,54
5. Пропан	9,07	0,52	6,96	2,24	3,66
6. Изобутан	5,91	0,94	3,01	2,91	2,97
7. Нормальный бутан	6,76	1,96	3,16	4,34	3,99
8. Изопентан	2,29	1,93	0,84	3,03	2,37
9. Гексаны	1,63	92,05	0,70	83,79	58,85
10. Гептаны
11. Остаток (С8+выше)
12. Молекул. Масса	28,32	201	22,90	176,10	130,20
13. Плотность:
- газа, кг/м3	1,177	-	0,952	-	-
- нефти, кг/м3	-	856	-	850	781
Пласт БС11
1. Углекислый газ	0,24	-	0,28	0,00	0,08
2. Азот+редкие в т.ч. гелий	1,05	-	1,20	0,00	0,34
3. Метан	68,37	0,22	78,91	0,10	22,23
4. Этан	4,47	0,12	4,74	0,27	1,52
5. Пропан	7,89	0,82	6,09	1,94	3,10
6. Изобутан	6,20	1,81	3,44	3,15	3,23
7. Нормальный бутан	5,90	2,57	2,96	3,95	3,66
8. Изопентан	2,19	2,62	0,89	3,12	2,50
9. Нормальный пентан	1,89	3,07	0,76	3,47	2,71
10. Гексаны	1,79	88,77	0,73	84,00	60,63
11. Гептаны
12. Остаток (С8+выше)
13. Молекул. масса	-	-	-	-	-
14. Плотность:
- газа, кг/м3	1,155	-	0,947	-	-
- нефти, кг/м3	-	853	-	847	768

Пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу (см. таблицу 1.5.4). Минерализация воды пласта БС11 колеблется от 11,1 г/л до 21,7 г/л, общая минерализация составляет 13,72 г/л. Плотность равна 1009 кг/м3.

Общая минерализация воды пласта БС10-1 составляет14,68, а плотность 1009 кг/м3. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикарбоната. Вода продуктивных горизонтов несовместима с пресными водами.

Таблица 6. Свойства и состав пластовой воды Муравленковского месторождения.

Пласт	Вязкость в пл. условиях, мПа*с	Плотность в пл.усл, кг/м3	Содержание ионов, мг/л, мг-(экв/л)
			Cl-	SO42-	HCO3-	Ca2+	Na++K+
БС11	0,5	1007

Страницы: 1, 2, 3