Характеристика видов и причин отказов уэцн на приобском месторождении

Введение
Нефтегазовый комплекс играет значительную роль в развитии экономики России, являясь одним из наиболее технологически развитых секторов. Современные технологии позволяют предприятиям отрасли совершенствовать основные производственные процессы, увеличивать объёмы выпускаемой продукции и повышать её качество.
Компании нефтегазовой отрасли активно внедряют новые технологии в процессы разработки и разведки месторождений, а также используют информационные и дистанционные технологии. Это становится возможным благодаря применению современных производственных установок и информационных систем для управления проектами и принятия решений.
В условиях экономической неопределённости и повышенных внешних рисков особенно актуальным становится изучение управленческих аспектов [1]. Это направление исследований представляется наиболее востребованным, поскольку именно эффективное управление способно обеспечить стабильность и развитие предприятий нефтегазового комплекса.
Прогнозирование объёмов добычи нефти помогает российским нефтяным компаниям и правительству подготовиться к различным сценариям развития событий и снизить влияние колебаний цен на нефть на экономику страны.
Расчёты показывают, что Россия, вероятно, не сможет полностью реализовать свой производственный потенциал. В долгосрочной перспективе ожидается естественное снижение добычи нефти из-за истощения ресурсной базы [2].
Поэтому для успешного функционирования предприятиям нефтегазового комплекса необходимо ориентироваться на инновационную стратегию в контексте устойчивого развития.
Основные задачи развития нефтяной и газовой промышленности направлены на обеспечение мирового спроса на углеводородное сырье, обновление комплекса и повышение его эффективности, адаптацию к современным требованиям рынка, а также на обеспечение устойчивого развития отрасли в долгосрочной перспективе. Помимо этого, развитие нефтегазового сектора определяет широкий круг современных задач: решение проблемы нерационального использования ресурсов, повышение глубины переработки нефти и качества нефтепродуктов, стимулирование развития независимых структур и внедрение принципов ресурсо- и энергосбережения.
Значение и современное состояние проблемы оценки технологической эффективности от смены насоса ЭЦН на скважине заключается в необходимости повышения наработки на отказ УЭЦН в условиях, где осложняющие факторы, такие как повышенный газовый фактор, высокая концентрация взвешенных частиц, обводненность, коррозия, солеотложение и асфальтосмолопарафиновые отложения, приводят к преждевременному выходу из строя оборудования.
Актуальность темы исследования обусловлена постоянным развитием нефтегазовых технологий, что открывает новые возможности для оптимизации процессов бурения скважин, разработки месторождений и добычи нефти и газа, газопереработки, нефтехимии, технической диагностики, автоматизации и контроля. Это, в свою очередь, приводит к повышению эффективности работы нефтегазовой отрасли, снижению затрат и уменьшению негативного воздействия на окружающую среду.
Цель работы заключается в оценке технологической эффективности от смены насоса ЭЦН Приобском месторождения.
 
1 глава. Геологическая часть
1.1. Географическая характеристика района работ
Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. в результате бурения и испытания скв 151, в которой получен приток нефти дебитом 14,2 м3/сут. Месторождение удалено на 65км к востоку от г. Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от г. Нефтеюганска.
Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть 46-60 м.
Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Березовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области и судоходна весь навигационный период с конца мая по октябрь. На территории района имеется большое количество озер, наиболее крупные из которых оз. Олевашкина, оз. Карасье, оз. Окуневое и др. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года январь (среднемесячная температура -19.5град.С). Абсолютный минимум -52град.С. Самым теплым является июль (среднемесячная температура +17град.С), абсолютный максимум +33 град. с. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причем 75% приходится на теплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжает лежать до начала июня. Мощность снежного покрова от 0.7м до 1,5-2м. Глубина промерзания почвы 1-1,5м.
Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.
Район находится в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, их температура постоянная и близка к 0 град. С.
На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Нефтеюганский район) до 180-220 м (Лянторское месторождение). Мощность MMП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.
Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, является города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Пойковский, Селиярово, Сытомино, Лемпино и др.

1.2. Краткая геологическая характеристика месторождения
В тектоническом отношении рассматриваемая территория находится в области байкальской консолидации фундамента. Платформенный чехол начинается триасовыми и завершается четвертичными отложениями. Внутренний структурный план домезозойского платформенного чехла остается не освещенным бурением, а сейсморазведкой установлено лишь его региональное строение. Глубоким бурением изучен интервал, в основном, выше берриаса.
В геологическом строении лицензионного участка принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-среднепалеозойского, позднепалеозойского-раннемезозойского и мезозойско-кайнозойского возраста. Глубоким бурением изучены только отложения мезозойско-кайнозойского возраста. Сведения о строении более древних отложений носят гипотетический характер (геофизические исследования и аналогии с соседними территориями).
Основание фундамента на данной территории предположительно сложено комплексом метаморфических образований архейско-протерозойского возраста. Вышезалегающие позднепротерозойские и палеозойские (преимущественно раннепалеозойские) терригенно-карбонатные отложения (общей мощностью порядка 4 000 м) участвуют в строении складчатого фундамента. В основании мезозойского платформенного чехла залегают континентальные вулканогенно-осадочные (красноселькупская серия) и осадочные (терригенные, тампейская серия) образования триаса.
Мезозойско-кайнозойские образования представлены отложениями юрского, мелового и четвертичного возраста.
Сводный разрез юрских и меловых отложений приведен на рисунке 1.
Промышленная нефтегазоносность на Приобском месторождении связана с пластами-коллекторами долганской, яковлевской и малохетской, нижнехетской и сиговской свит. Промышленная нефтегазоносность на месторождении установлена в отложениях сиговской свиты (пласт Сг-7) верхнего отдела юрской системы, нижнехетской (пласт Нх-2), суходудинской (пласты СД-0, СД-1), малохетской (пласты Мх-1, Мх-2), яковлевской (пласты группы Як, ВЯк) свит нижнего отдела меловой системы, долганской (пласты ДЛ-1, ДЛ-2, ДЛ3, ДЛ-6, ДЛ-8, ДЛ-9) и дорожковской (пласт ДР-1, ДР-2, ДР-3) свит верхнего отдела меловой системы.