Эксплуатация скважин, оборудованных ШГНУ, при добыче высоковязкой эмульсии на Туймазинском месторождении

1.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН,
ОБОРУДОВАННЫХ ШГНУ,
ПРИ ДОБЫЧЕ ВЫСОКОВЯЗКОЙ
ЭМУЛЬСИИ НА ТУЙМАЗИНСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
Дипломник:
ст. гр. 4ЭД2-17
Е. В. Кандрашев
Руководитель:
А. И. Рыцев
2021

2.

Общие сведения о месторождении
Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части
Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км
от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году.

3.

Характеристика основных объектов
разработки
Параметр
Глубина залегания, м
Тип залежи
Дпаш
Сбоб+рад
СТкиз
1600
1050
1100
пластово структурнопластов
литологически
ый
сводовый
й
Нефтенасыщенная толщина,
7,6
м
Пористость, д.ед
21
268-520
Проницаемость, мД
Коэффициент
0,98
песчанистости, д.ед
Расчлененность
1,03-1,35
Начальное
пластовое
169,2
давление, МПа
Газосодержание, м3/т
62
2,9
3,3
22
562
10
48
0,26
0,72
1,5
1,1
10,8
112
22
21

4.

Свойства пластовых нефтей
Наименование
параметра
Плотность
нефти
в пов. усл., т/м3
Давление
насыщения,
атм
Газосодержание
, м3/т
Вязкость
нефти, сПз
Содержание
парафинов
в нефти, %
Содержание
асфальтенов,
%
Сбоб Стки
Дард+
Дфамс Дпаш Дмул Дард
з
+рад
вор
0,888 0,893 0,910 0,847 0,856 0,849 0,848
63,0
20,0
43,0
91,2
95,7
75,0
96,2
22,0
21,0
19,0
62,0
64,0
55,0
55,0
12,4
17,4
37,8
2,6
2,8
3,4
3,1
3,5
3,7
2,7
4,8
5,2
5,5
не
опр.
4,2
4,6
4,4
3,1
4,0
2,6
-

5.

Фонд скважин Туймазинского
месторождения
Характеристика фонда
скважин
Пробуренный фонд
в том числе:
добывающие
а) ШГН
б) ЭЦН
нагнетательные
наблюдательный фонд
в консервации
разведочные, выполнившие
назначение
Количество
скважин
297
220
192
28
43
14
17
3

6.

Распределение фонда ШГНУ
по типу насоса

7.

Микрофотографии эмульсии
с различным содержанием воды
а - содержание воды 10%; б - содержание воды 50%;
в - содержание воды 70%

8.

Статистика ремонтов скважин
1 - насосная штанга; 2 - цилиндрическая втулка;
3 - лопасти; 4, 5 - торцы лопастей; 6, 7 - фаски;
8 - каналы
Скребок-центратор

9.

Мероприятия по борьбе с ВВЭ
Осложненный фонд
Кол-во
осложненны
х скважин,
ед.
9
14
% от
действ.
фонда
5%
7%
Химреагенты
Норма
ПериодичНаимено
Технология
удельного
ность
-вание
обработки
расхода
обработки
СНПХ4460
Decleave
R1573
52 г/т
Периодиче
с-кая
заливка
в
затрубное
пространство
4 раза
в месяц
3 раза
в месяц

10.

Изменение нагрузки в ТПШ по скважинам

11.

Увеличение МРП по скважинам

12.

Практические динамограммы по скважине
№1253 до и после обработки
деэмульгатором СНПХ-4460

13.

ТЭП мероприятия
Показатели
1 Себестоимость 1 т. нефти,
руб./т.
2 Затраты на одну обработку, руб.
3 Продолжительность эффекта,
сут.
4 Эксплуатационные расходы, руб.
5 Экономический эффект, руб.
6 Прибыль после уплаты налога,
руб.
7 Прирост добычи, т/год
8 Производительность труда,
т/чел
9 Стоимость одного часа работ,
руб.
10 Численность рабочих, чел.
Значение
26960
848043
83
5978294
1176217
940973
212,3
70,77
1574,95
3