д юрського, крейдяного, палеогенового і четвертинного віку, підстилаються еффузівамі пермо-тріассового віку.
Розрізи продуктивних відкладень є традиційними для нафтогазового району. Разом з тим при пошарової пластової кореляції присутня деяка умовність, так як деякі пласти, особливо групи БС, у складі горизонтів притерпевают значні зміни. Наявність зон заміщення піщаних порід глинами відзначено практично в усіх пластах, з цього більшість покладів литологически екрановані .. Колекторами пластів є пісковики і алевроліти, що відносяться до поровому типом колекторів.
У пластах групи БС, що містять основну частку запасів родовища, поклади нафти контролюються зонами літологічного заміщення пісковиків глинистими породами і виклинювання пластів. Зона нефтеносности цих пластів простежується від північного занурення Тевлінской структури у вигляді смуги субмеридионального простягання. Коефіцієнт піщанистого змінюється від 0,3 до 0,7, складаючи в середньому 0,5, коефіцієнт розчленованості варіює в межах 7-10, середнє значення 9,3. Коефіцієнт піщанистого збільшується в північному напрямку, обумовлюючи збільшення проникності від 480 до 990 мД.
Пористість залишається практично однаковою (20-22%). Загальні та ефективні товщини пласта збільшуються в північному та західному напрямках в міру занурення пласта. Товщина заглінізірованной покрівельної частини збільшується на захід.
Початкова нефтенасищенность покладів Тевлінско-Русскінского родовища знаходиться в межах для БС10-58%, для ЮС - 1-57%, для ЮС - 2 - 50%.
За углеводородному складу нафту горизонту БС10 змішаного типу з переважанням метанових компонентів - 58%, нафтенових - 25%, ароматичних - 18%.
Основними експлуатованими пластами є 2 + 3 БС10.
Пласт 2 + 3 БС10 литологически представлений в підошовної частини дрібнозернистим, нефтенасищенних і вапняним піщаником. Нефтенасищенная потужність пласта змінюється від 4 до 14,8 метра. Середнє значення в межах ділянки поклади із запасами нафти по категорії С - 1 одно 9,8 метра.
11. Аналіз причин ремонтів УЕЦН, що не відпрацьованих гарантійний термін
За 6 місяці 2003року вироблено 75 ремонтів свердловин обладнаних ЕЦН з них 28 свердловин не відпрацювали гарантійний термін, що становить 37,33% від загального кол-ва ремонтів. Середньомісячне кол-во передчасних ремонтів склало 4,67.
За 6 місяців 2002 року вироблено 56 ремонтів свердловин обладнаних ЕЦН з них не відпрацювало гарантійний термін 17 установок, що становить 30,35% від загального кол-ва ремонтів. Середньомісячне кол-во передчасних ремонтів склало 2,83.
Таким чином, кол-во передчасних ремонтів свердловин, обладнаних УЕЦН, за 6 місяців 2003р по відношенню до 2002р збільшилася на 11 свердловин.
Таблиця 2 Розподіл винності по структурних підрозділах.
Структур.6 місяців 2002гСреднемес6 місяців 2003гСреднемесДінаміка по кол-вуДінамікаподраздвсегоза 2002гВсегоза 2003гремонтовсреднемесКол-во%кол-во%+/-+/-УРС5,532,350,92621,41+0,5+0,08ЭПУ СЕР423,50,66310,70,5-1-0,16КЦТБ15,880,16000-1-0,16ЦДНГ - 64,526,50,751657,142,66 + 11,5 + 1,91Подряд організ00000000Прочіе00000000не установ211,760,33310, 70,5 + 1 + 0,17всего171002,83281004,67 + 11 + 1,84
З таблиці 2 видно, що кількість УЕЦН НЕ ОГС по відношенню до 2002 року збільшилася на 11 вкв. З вини УРС в порівнянні з минулим роком число свердловин, що не відпрацювали свій гарантійний термін, збільшилася на 0,5 свердловину. На 1 зменшилися відмови з вини ЕПП з 4 до 3 шт. З вини підрядних організацій число відмов залишилося незмінним 0 шт. Кількість відмов з причини не встановлено залишилося незмінним. Кількість відмов по КЦТБ скоротилося до нуля. За ЦДНГ - 1 число відмов збільшилася в 3,5 рази (з 4,5 до 16) і становить майже основну частину всіх відмов. Таке різке збільшення пов'язано з тим, що в 2003 році проводилося велика кількість геолого-технічних заходів і становить 75% всіх відмов закритих на ЦДНГ - 1.
12. Призначення і типи ловильних головок ЕЦН
ловильная головка призначена для кріплення насоса до насосно-компресорних труб, а також для підйому УЕЦН зі свердловини при польотах. В даний час в «ЮНГ» застосовуються ловильні головки тільки різьбового типу, на відміну від застосовувалися раніше фланцевих модуль-головок. Це пов'язано з тим, що основний відсоток польотів (обрив установок з наступним відходом на забій) УЕЦН припадав на обрив по болтам фланцевого з'єднання ловильная головки з НКТ. У цьому перерізі УЕЦН скупчується сумарна напруга від вібрації всієї установки,?? оетому прийшли до висновку про посилення перетину шляхом заміни болтового з'єднання на рі...
