Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на поздней стадии разработки терригенных коллекторов яснополянской залежи Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения

Анализ эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на поздней стадии разработки терригенных коллекторов яснополянской залежи Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения

Геолого-физические характеристики пластов. Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов по воздействию на призабойную зону. Характеристика трудноизвлекаемых запасов. Подбор скважин для проведения водоизоляционных работ. Стратиграфия и тектоника.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 25.10.2017
Размер файла 812,7 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть и газ в настоящее время являются основными энергоносителями и источниками сырья в нефтехимической промышленности. В условиях рыночных отношений весьма актуальной является проблема рационального ведения процессов разработки нефтяных месторождений - как с точки зрения сокращения затрат на добычу нефти, так и с точки зрения, полноты использования запасов углеводородов.

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ведет разработку многих месторождений, большинство из которых находится на поздних стадиях разработки.

Для месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки необходимо проводить различные исследования, расчеты для оценки выработанности продуктивных пластов, выявлять зоны пласта не вовлеченные в разработку. На основании результатов проведенных мероприятий принимать решения по дальнейшей доразработке объекта (бурение новых добывающих скважин, перевод скважин с нижележащих горизонтов, проведение геолого-технических мероприятий, направленных на улучшение выработанности пластов).

Целью исследовательской работы является анализ эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на поздней стадии разработки терригенных коллекторов яснополянской залежи Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения.

Одной из основных причин нерентабельности добывающих скважин является высокая обводненность продукции, основная причина тому поддержание пластового давления путем закачки воды в продуктивную часть пласта или подтягиваемые законтурные воды. В связи, с чем возникла необходимость изолирования водопроницаемых пропластков. Залогом успеха водоизоляционных работ является выбор наиболее эффективной технологии для конкретной скважины, а также строгая реализация (без каких либо отступлений) выбранной технологии.

Решению части этой проблемы, на примере яснополянского надгоризонта Шагиртско-Гожанского месторождения Шагиртской площади и посвящена данная исследовательская работа.

Исходные данные

- Геологические фонды ЦДНГ-3.

- Технологические режимы работы добывающих скважин.

- Техника безопасности и охрана труда предприятия.

- Учебная литература.

- График разработки с 1977-2008 г.г.

- База ПНП за 2008 и 2009 г.г.

- Технологический проект разработки Шагиртско-Гожанского месторождения.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Рисунок 1 - Обзорная карта деятельности ЦДНГ-3

Шагиртско-Гожанское месторождение расположено на юге Пермской области в Куединском районе. Областной центр - г. Пермь находится в 250 км северо-восточнее площади месторождения, а районный центр - п. Куеда в 26 км юго-восточнее УППН «Гожан» (в соответствии с рисунком 1).

На территории месторождения расположены населенные пункты: деревни Удмуртский Шагирт, Новый Шагирт, Гожан, Филипповка, Черемиска. Ближайшей железнодорожной станцией является ст. Куеда Горьковской железной дороги.

В 10 км севернее месторождения проходит автомобильная дорога Куеда - Большая Уса с гравийным покрытием. Южную часть месторождения пересекает асфальтированная автомобильная дорога Чернушка - Куеда - Москудья. Для обеспечения круглогодичной транспортной связи объектов обустройства месторождения между собой и с базами обслуживания построены подъездные автомобильные дороги IV категории с асфальтобетонным покрытием к Шагиртской и Гожанской площадям, вахтовому поселку, подстанции и населенным пунктам Гожан и Старый Шагирт, протяженностью 30,6 км. Для подъезда к ГЗУ и кустам скважин проложены автомобильные дороги V категории с гравийным покрытием общей протяженностью 64 км.

Население в основном занято в сельском хозяйстве и нефтяной промышленности. Национальный состав: русские, татары, удмурты и башкиры.

В гидрографическом отношении месторождение находится в бассейне правых притоков р. Буй, к которым относятся реки Сава и Шагирт с притоком Тымбай.

В орографическом отношении площадь представляет собой всхолмленную равнину, имеющую общее понижение с севера на юг. Наивысшая отметка (+259 м) расположена в северной части на водоразделе рек Шагирт и Тымбай. Минимальная отметка (+105 м) приурочена к урезу р. Шагирт. Водораздельные пространства представляют собой гряды меридионального направления, изрезанные долинами притоков и оврагами почти в широтном направлении.

Район относится к лесной зоне, но залесенность района незначительная (15-20%). Большая часть территории изучения занята сельскохозяйственными землями. Лес, смешанный с преобладанием лиственных деревьев.

Климат континентальный, с холодной продолжительной зимой, теплым, сравнительно коротким летом. Среднегодовая температура воздуха +1,40 С, средняя температура самого жаркого месяца (июль) +18,20С, самого холодного (январь) -15,60С. Абсолютный минимум температуры достигает по району минус 540С, абсолютный максимум +380С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 107 дней, наименьшая- 60, наибольшая-143 дня.

Среднегодовая относительная влажность воздуха по району составляет 76%. Максимальная среднемесячная относительная влажность воздуха в районе отмечается в декабре- 84%, минимальная в мае -63%.

Преобладающее направление ветров - юго-западное. Средняя годовая скорость ветра по району - 3,4 м/сек.

Среднегодовое количество осадков равно 692 мм. Максимум осадков выпадает в июле-72 мм, минимум - в феврале- 34 мм. Наибольшее количество осадков приходится в теплую половину года с максимумом в июле, что связано с выпадением ливневых осадков. В первой декаде ноября образуется устойчивый снежный покров, максимальная высота которого к концу зимы достигает 99см. Высота снежного покрова составляет в среднем 64 см. В зимнее время года снежный покров является одним из важнейших факторов, влияющих на формирование климата: предохраняет почву от глубокого промерзания, регулируя тепловое состояние верхних слоев почвы. Глубина промерзания грунта - 190 см.

Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ СССР, являются Альняшское (1971 г.) - на юге, Быркинское (1964 г.) - на востоке и Москудьинское (1976 г.) - на западе.

Разработка Шагиртско-Гожанского месторождения осуществляется на основании проекта разработки. Подготовленная нефть (до 15 % обводненности) с центрального пункта сбора и подготовки (ЦПСП) подается на «УППН-Куеда» Красноярско-Куединского месторождения, расположенную в 26 км от ЦПСП, где проводится ее глубокое обезвоживание. Товарная нефть поступает на нефтеперекачивающую станцию «Чернушка», находящуюся в 61 км от ЦПСП, и далее по магистральному нефтепроводу Чернушка - Калтасы на Нефтекамский нефтеперерабатывающий завод.Попутный газ I ступени сепарации транспортируется на газокомпрессорную станцию «Куеда», далее - на Пермский газоперерабатывающий завод. Часть газа (30 %) используется на собственные нужды для нагрева жидкости на установке предварительного сброса пластовой воды. Газ II ступени сепарации сжигается на факеле. Обеспечение электроэнергией осуществляется от подстанции 110/35/6кВ «Гожан», питание которой выполнено по одноцепной ВЛ-110кВ от подстанции «Янаул».

1.2 Стратиграфия

Осадочный разрез Шагиртско-Гожанского месторождения изучался по материалам бурения структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, и является типичным для месторождений, приуроченных к северо-западной части Башкирского свода. Вскрытые осадочные отложения включают породы рифейской, вендской, девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Наибольшая вскрытая толщина составляет 2542 м в скв. 23. Стратиграфическое деление осадочных отложений дается на основе унифицированной схемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, утвержденной в 1962 г.

Ниже приводится краткая характеристика осадочного разреза.

Четвертичная система

Четвертичные отложения залегают с размывом на верхнепермской толще, представлены суглинками, глинами, песками. Толщина их около 25 м.

Пермская система представлена верхним и нижним отделами.

Верхний отдел

Верхнекаменноугольные отложения представлены в объеме уфимского яруса- P2u, включающего соликамский и шешминский горизонты.

Соликамский горизонт образован чередованием песчаников серых, мелкозернистых мергелей, ангидритов и доломитов. Породы часто загипсованы. Толщина горизонта составляет 20-27 м.

Шешминский горизонт образован пестроцветными алевролитами, песчаниками, глинами. Породы часто загипсованы. Толщина горизонта составляет 213-239 м.

Нижний отдел пермской системы представлен кунгурским, артинским, ассельским и сакмарским ярусами.

Кунгурский ярус - присутствует в составе иренского и филипповского горизонтов.

Иренский горизонт образован ангидритами голубовато-серыми с прослоями доломитов, с включением гипсов. Толщина горизонта составляет 49-130 м.

Филипповский горизонт представлен светло-серыми доломитами и прослоями оолитов. Толщина горизонта составляет 15-24 м.

Отложения артинского яруса - P1ar образованы доломитами и известняками кристаллическими, прослоями окремнелыми. Встречаются прослои ангидритов. Толщина артинского яруса составляет 43-59 м.

Породы ассельского+сакмарского - P1a+s ярусов образованы известняками серыми и светло-серыми, неравномерно глинистыми, прослоями органогенными, с включениями ангидритов и гипсов, с прослоями доломитов. Толщина ассельско-сакмарских отложений равна 97-112 м.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами: верхним, средним и нижним.

Верхний отдел

Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами серыми, кавернозными с прослоями коричневато-серых и серых известняков; толщина составляет 148 - 236 м.

Средний отдел

Среднекаменноугольные отложения с размывом залегают на нижнекаменноугольной толще, представлены московским и башкирским ярусами.

Московский ярус - C2m представлен верхним и нижним подъярусами.

Верхнемосковский подъярус присутствует в объеме мячковского и подольского горизонтов.

Мячковские отложения образованы известняками и доломитами. Известняки светло-серые, с коричневатым оттенком, крепкие. Доломиты серые, зернистые, с включениями ангидритов. Толщина горизонта составляет 64 - 104 м.

Подольские отложения образованы чередованием серых детритовых известняков и коричневато-серых зернистых доломитов. Толщина горизонта составляет 70 - 122 м.

В нижнемосковском подъярусе выделяются каширский и верейский горизонты.

Каширский горизонт образован известняками с прослоями доломитов и редкими маломощными прослоями аргиллитов в низах горизонта. Толщина горизонта равна 45 - 75 м.

Верейский горизонт образован чередованием известняков и аргиллитов, с редкими прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина горизонта равна 49 - 58 м.

К проницаемым разностям известняков каширского и верейского горизонтов приурочены промышленно нефтеносные пласты КВ1 и В3В4.

Породы башкирского яруса - C2b образованы известняками светло-серыми, зернистыми и органогенными, с прослоями окремнелых разностей и конгломерато-брекчий. Толщина башкирских отложений составляет 30-78 м. К верхам башкирского яруса приурочены промышленные скопления нефти.

Нижний отдел

В нижнем отделе выделяются серпуховский, визейский и турнейский ярусы.

Серпуховский ярус-C1s сложен доломитизированными известняками с прослоями светлых доломитов, включающих ангидриты и кремни.

Визейский ярус -C1vs присутствует в составе окского, яснополянского и малиновского надгоризонтов.

Окский надгоризонт представлен теми же породами, что и серпуховский ярус.

Яснополянский надгоризонт присутствует в составе тульского и бобриковского горизонтов.

Тульский горизонт в нижней терригенной части представлен алевролитами, аргиллитами, песчаниками, в верхней карбонатной части - известняками глинистыми, с прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина терригенной части горизонта 12-31 м.

Бобриковский горизонт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина его изменяется от 11 м (скв. 253, 901) до 58 м (скв. 2100), увеличиваясь от сводовых частей к крыльям и погруженным участкам структур.

Отложения яснополянского надгоризонта содержат промышленную нефть. Толщина надгоризонта изменяется от 40 до 103 м.

Малиновский надгоризонт представлен в объеме радаевского и елховского горизонтов, сложен аргиллитами и алевролитами. Толщина его изменяется от 0,4-4,0 на большей части месторождения, и увеличивается до 8,0 м на крыльях структуры.

Отложения визейского яруса района расположения Шагиртско-Гожанского месторождения характеризуются увеличением карбонатной части тульского разреза, уменьшением толщин бобриковского, радаевского и елховского горизонтов.

Турнейский ярус - C1t в районе расположения Шагиртско-Гожанского месторождения характеризуется сокращенной толщиной (55-165 м), определен как надрифовый карбонатный комплекс глубоководного шельфа [1]. В разрезе преобладают известняки зернистые, плотные, крепкие, участками окремнелые.

Девонская система представлена верхним и средним отделами. Верхний отдел представлен фаменским D3fm и франским D3f ярусами.

Карбонатная толща фаменского яруса и верхней части франского яруса относятся к карбонатному рифовому типу глубоководного шельфа. Карбонатная толща образована известняками светло- и коричневато-серыми, зернистыми, органогенными, доломитами брекчевидными, прослоями известковистыми. Толщина карбонатных отложений верхнего девона колеблется от 213 до 663 м.

В нижнефранском подъярусе выделяются семилукский, саргаевский, пашийский и кыновский горизонты.

Семилукский горизонт представлен известняками с прослоями сланцев; толщина его составляет 20-27 м.

Саргаевский горизонт образован известняками, толщина горизонта которого равна 5-7 м.

Кыновский горизонт в нижней своей части представлен аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов, в верхней части разреза - известняками.

Пашийский горизонт образован песчаниками, алевролитами, глинами, толщина горизонта составляет 6-18 м. В объеме пашийских отложений выделяется промышленно нефтеносный пласт Д1.

Средний отдел

В районе расположения Шагиртско-Гожанского месторождения средний отдел девонской системы представлен в объеме живетского яруса, муллинского горизонта.

Живетский ярус- D2gv с размывом и угловым несогласием ложится на вендские отложения; образован переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина живетского яруса изменяется в пределах 26 м (скв. 404)- 39 м (скв. 92). В разрезе живетского яруса на территории месторождения выделяются промышленно нефтеносные пласты (сверху вниз): Д2а, Д2б, Д2в.

Вендская система представлена в объеме бородулинской свиты, залегает с перерывом и угловым несогласием на рифейских породах. Вендские отложения образованы переслаиванием алевролитов и аргиллитов с прослоями песчаников. Вскрытая толщина составляет 12-354 м.

Рифейская система представлена средним своим отделом, в объеме калтасинской свиты. Рифейские отложения вскрыты одной лишь скв. 23 на глубину 160 м, состоят из серых, темно-серых доломитов с прослоями известняков, мергелей, аргиллитов, алевролитов, песчаников, с редкими прослойками гравелитов.

1.3 Тектоника

Площадь расположена на восточной окраине русской платформы и представляет из себя крупную положительную структуру 1-порядка - Пермско- Башкирский свод.

Шагиртско-Гожанское месторождение приурочено к структуре II порядка-Куединскому валу, расположенному на северном склоне Башкирского свода. Вал прослеживается по всем палеозойским горизонтам, наиболее четко выделяется в карбонатных отложениях верхнего девона и нижнего карбона, наименее выражен в пермской толще и отложениях терригенного девона. Вал простирается в северо-западном направлении, в этом же направлении отмечается его погружение в систему Камско-Кинельских прогибов. В южном направлении, на территории Башкирии, происходит воздымание палеозойских отложений, Куединский вал, как структура II порядка, исчезает. Он состоит из двух параллельных ветвей: Гожанской и Куединской, разделенных депрессией, амплитуда которой по пермским отложениям достигает 20-30 м.

Шагиртское поднятие вместе с Быркинским, Красноярским и Куединским осложняет Куединскую ветвь. Гожанская ветвь включает Гожанское, Альняшское, Гондыревское поднятия. Шагиртское поднятие состоит из Северно-, Западно-, Центрально-и Восточно-Шагиртского куполов.

По кровле кыновского горизонта Гожанское поднятие представляет собой резко ассиметричную брахиантиклинальную складку с крутым (до 11020?) юго-западным крылом и пологим (0045?) северо-восточным крылом. На месте Шагиртского поднятия по материалам бурения 3-х разведочных скважин и сейсморазведки прослеживается структурная терраса с пологим погружением в северо-восточном направлении.

При подсчете запасов 2005 года в среднедевонских отложениях выделено нарушение на месте флексурного перегиба структуры. Возраст нарушения определен как среднефранский, к этому времени относится время формирования Гожанской структуры. Амплитуда нарушения изменяется от 7-5 м на западе до 0 м на востоке.

1.4 Нефтегазоносность

Из выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья нефтегазоносных комплексов на Шагиртско-Гожанском месторождении промышленно - нефтеносны пять:

-- Девонский терригенно-карбонытный (пл. Д1. Д2а, Д2б, Д2в)

-- Турнейский карбонатный ( пласты Т1, Т2, Т3 )

-- Визейский терригенный (пл. Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2)

-- Окско-серпуховско-башкирский карбонатный (пласт Бш ).

-- Московский терригенно-карбонатный (пласты КВ1, В3В4).

Визейский терригенный комплекс.

Используя принятую для всех месторождений Куединского вала номенклатуру, при корреляции терригенных отложений нижнего карбона, характеризующихся литологической изменчивостью, выделено четыре пласта: Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2.

Пласт Тл2-а.

Пласт залегает в кровле тульского горизонта, покрышкой его служит толща (4-5м) аргиллитов. В 70% процентах скважин пласт замещён плотными породами. Залежи нефти, приуроченные к пласту Тл2-а, пластовые сводовые, литологически экранированные.

Пласт Тл 2-б.

От вышележащего пласта Тл2а отделяется хорошо прослеживаемыми пачкой аргиллитов (3-4м) и прослоем известняка толщиной 1,0-1,6м, наличие которого отмечено в керне скв.№7 и №23.

Граница с пластом Бб1 менее чёткая, небольшой толщины раздел (0,6-2 м) представлен аргиллито-алевролитовыми породами. В ряде скважин (3% от общего числа) он исчезает и отмечается слияние пластов. Скважины располагаются в приподнятых участках структуры.

К пласту приурочено две залежи: первая, в которой сосредоточены основные запасы пласта, объединяет Гожанское и Шагиртское поднятия, вторая выделяется на Восточно-Шагиртском поднятии. Несмотря на единую структуру основной залежи, водонефтяной контакт обосновывается самостоятельным для каждого из поднятий.

По Гожанской площади, утверждённый ВНК на разведочном этапе минус 1195м совместно для пластов Тл2-б и Бб1, а на Шагиртском поднятии ВНК-1215м Наинизшее насыщение и получение нефти отмечается в наклонной скв.№995 (удлинение 228,2 м) на глубине минус 1205,5 м. По вертикальным скважинам ВНК может быть принят на отметке минус 1204 м. В скв.№2057, пробуренной в 1983г., вскрыто текущее положение ВНК на отметке -1165,1 м. В ближайших скважинах №2002 и №2004, расположенных в 125 м, эксплуатация пластов Тл2б, Бб1 велась с 1978 г. и к моменту вскрытия пласта в скв.2057 из них добыто соответственно 2174 и 17178 тыс.т нефти, обводнённость 99%.

По типу залежи тульского пласта Тл2-б пластовые сводовые с литологическим экраном. Размеры залежи 15,3х3,2км., этаж нефтеносности 76м.

Пласт Бб1.

При корреляции в пределах пласта выделяется верхняя часть, граничащая с тульским пластом Тл 2-б, и нижняя, заключённая между хорошо выдержанными пачками аргиллитов толщиной 1-4 м каждая. Проницаемые прослои характерны для верхней части, но в скв.№№744, 988, 1044, 2000, 2001, 2077 Гожанской площади, и в скв№117,326,1136,1141 Шагиртской, где наблюдается слияние с вышележащим пластом Тл2-б, пласт Бб1 полностью проницаем, верхняя пачка аргиллитов исчезает, а остаётся лишь глинистая толща, которая служит разделом между бобриковскими пластами Бб1 и Бб2. Залежи, приуроченные к пласту, имеют линзовидный характер и по типу относятся к пластовым сводовым литологически экранированным.

Пласт Бб2.

К пласту приурочено четыре залежи. Наибольшая по размерам объединяет Гожанское поднятие и Западно-Шагиртский купол. На начальной стадии подсчёта на Гожанской площади ВНК принимался -1208 м на юго-западном и -1215м на северо-восточном крыльях по промыслово-геофизическим данным скв.№5 и №7. Если в последней он уверенно отбивался на отметке -1215,5 м, то в скв.№5 по диаграмме ГИС пласт полностью нефтеносен (-1211,1 м). В эксплуатационных скважинах нефтенасыщение пласта колеблется в пределах -1203-1233,5 м. Принимая во внимание данные 15 вертикальных скважин, где отбивается водонефтяной контакт, средняя отметка его по залежи составляет-1213 м. Залежь пластовая - сводовая с литогическим экраном.

1.5 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Таблица 1 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

№

п.п.

Параметры

Единицы измерения

Пласты

КВ1

В3В4

Бш

Тл+Бб

Т

Шагирт

Шагирт

Шагирт

Шагирт

Шагирт

1

Средняя глубина залегания

м

1010

1030

1045

1370

1410

2

Тип залежи

плас.

плас.

плас.

плас.

плас.

3

Тип коллектора

карб.пор.

карб.

карб.

терриг.

карб.

4

Площадь нефтеносности

тыс.м2

20293

18900

9418

16744

4463

5

Средняя нефтенасыщенная толщина

м

3

4,1

5.4-8.5

5.7-4.9

4.8-5.7

6

Пористость

доли ед.

0,29

0,18

0,16

0,2

0,15

7

Средняя нефтенасыщенность

доли ед.

0,71

0,76

0,75

0,9

0,799

8

Проницаемость

мкм2

0,228

0,065

0,097

1.196-Тл

1.233-Бб

0,676

9

Коэффициент песчанистости

доли ед.

0,29

0,37

0.32

0,3

0.19-0.29

10

Коэффициент расчлененности

доли ед.

3,3

3,8

7.8-13.8

6,25

11.3-9.1

11

Пластовая температура

С

21,2

21,9

22,2

27

28,4

12

Начальное пластовое давление

МПа

10,2

10,5

10,6

14,6

14,5

13

Вязкость нефти в пластовых условиях

мПа*с

7,79

6,93

6,71

38,1

27,8

14

Плотность нефти в пластовых условиях

г/см3

0,849

0,858

0,843

0,895

0,883

15

Плотность нефти в поверхностных условиях

г/см3

0,865

0,866

0,865

0,88

0,88

16

Абсолютная отметка ВНК

м

-820

-853

-855

-1213-Бб1а

-1198-Бб2

-1189-Т1

-1211-Т2

-1213-Т3

17

Объемный коэффициент нефти

доли ед.

1,052

1,068

1,072

1,035

1,026

18

Содержание серы в нефти

%

1,85

1,65

1,88

2,55

2,51

19

Содержание парафина в нефти

%

3,88

5,48

4,87

3,41

3,46

20

Давление насыщения нефти газом

МПа

7,03

8,09

9,07

8,86

6,9

21

Газосодержание нефти

м3/т

27,7

28,3

30,3

20,1

13,9

22

Плотность воды в пластовых условиях

г/см3

1,154

-

1,145

1,17

1,42

23

Средняя удельная продуктивность скважин

т/сут*МПа*м

1,67

1,15

2,31

2.47-бб2

1.69-Тл2б

1,22

24

Средняя продуктивность

т/сут*МПа

3

4,62

13,4

10.6-17

1,176

1.6 Конструкция скважины № 1121

Согласно «методическим указаниям по выбору конструкций скважин», утвержденной Министерством нефтяной промышленности 20.09.1973г., исходя из совместимости условий бурения в отдельных интервалах разреза, с учётом назначения скважин, геологической характеристики разреза и встречающихся во время бурения осложнений определяем следующую конструкцию действующих и нагнетательных скважин.

Направление диаметром 324 мм спускают на глубину до 30 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений и предохранения устья скважины от размыва во время бурения под кондуктор. Цементируют тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой CaCl2 до 3%. Подъем цементного раствора до устья.

Кондуктор диаметром 245 мм спускают на глубину до 300 м с целью перекрытия частичных зон поглощения и обваливающихся пород. Цементируют тампонажным портландцементом с добавкой CaCl2 до 2%. Подъем цементного раствора до устья.

Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают до проектной глубины 1250 м и цементируют с подъемом тампонажного раствора до устья, так как любая из добывающих скважин в процессе эксплуатации может быть переведена под нагнетание, в особенности при реализации очагово-избирательных систем заводнения (в соответствии с рисунком 2).

Низ эксплуатационной колонны, в интервале от забоя до перекрытия всех продуктивных горизонтов, цементируют тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой CaCl2 до 2%. Остальной интервал цементируют или гельцементом или облегченным тампонажным раствором с низкой фильтроотдачей.

Рисунок 2 - Конструкция скважины №1121

2. Техническая часть

2.1 Современное состояние разработки

На основании фонда скважин на 01.10.2009 года проведен анализ по Шагиртской площади (в соответствии с таблицей 2).

Таблица 2 - Анализ фонда скважин

№ п/п

Виды скважин

Количество скважин

% отношение от общего

Всего скважин

Эксплуатационный фонд

130

1

ШГН

69

53 %

2

ЭЦН

48

37 %

3

Бездействующие

13

10 %

Нагнетательные

50

4

Под закачкой

27

54 %

5

Остановлены в отчетном месяце

17

34 %

6

Бездействующие

6

12 %

Прочие

55

7

Водозабор

1

2 %

8

Поглощающие

1

2 %

9

Контрольные

19

34 %

10

В консервации

23

42 %

11

Ликвидированные после бурения

4

7 %

12

Ликвидированные после эксплуатации

7

13 %

Весь фонд составляет 235 скважин, в том числе ШГН составляет 29 процентов.

Вывод: исходя из данных таблицы видно, что большую часть фонда составляет ШГН, что говорит о механизированном способе добычи.

Средняя обводненность на 15.10.09 год 82,8 процентов.

Средний дебит одной добывающей скважины на 15.10.09 год составляет 6,38 т/сут. по нефти и 41,4 м3/сут по жидкости.

На основании технологического режима работы добывающих скважин на октябрь 2009 г. проведен его анализ (в соответствии с таблицами 3, 4, 5).

Таблица 3 - Распределение механизированного фонда скважин по пластам

№п/п

Пласт

Количество скважин

% от общего числа

Всего

1

В3В4

27

22 %

122

2

С2b

13

11 %

3

Tl bb

65

53 %

4

C1t

17

14 %

Вывод: исходя из этой таблицы видно, что большую площадь по пластам занимает пласт Tl bb (Тула- Бобрик).

Таблица 4 - Распределение механизированного фонда скважин по способам эксплуатации

№п/п

Способ эксплуатации

Количество скважин

% от общего числа

Всего

1

ШГН

73

60 %

122

2

ЭЦН

49

40 %

Вывод: исходя из этой таблицы видно, что большую часть механизированного фонда занимают скважины, оборудованные ШГН.

Таблица 5 - Охват механизированного фонда скважин по пластам

№п/п

Пласт

Способ эксплуатации

Количество скважин

% от общего числа

Всего

1

В3В4

ШГН

27

100 %

27

2

ЭЦН

0

0 %

3

С2b

ШГН

13

100 %

13

4

ЭЦН

0

0 %

5

Tl bb

ШГН

23

35,4 %

65

6

ЭЦН

42

64,6 %

7

C1t

ШГН

10

59 %

17

8

ЭЦН

7

41 %

Вывод: Исходя из этой таблицы видно, что:

-- на пласте В3В4 большую часть занимают УШГН;

-- на пласте С2b большую часть занимают УШГН;

-- на пласте Tl bb большую часть занимают УЭЦН;

-- на пласте C1t большую часть занимают УШГН.

Исходя из этих таблиц, можно сделать вывод: что скважины, оборудованные УШГН, занимают большую часть механизированного фонда на Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения.

2.2 Характеристика используемого оборудования

2.2.1 Эксплуатация скважин с помощью УШГН

Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса, который спускается в скважину под динамический уровень на насосно-компрессорных трубах диаметром 73-102 мм и штангах диаметром 19-28 мм индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят: тройник с сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.

При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию (в соответствии с рисунком 3).

2СК - 2 - 0,6 - 250

2 - номер модели СК;

СК - станок - качалка;

2 - допустимая нагрузка на головку балансира;

0,6 - номинальная длина хода полированного штока;

250 - максимальный крутящий момент на валу электродвигателя.

Рисунок 3 - Схема УШГН

Рисунок 4 - Насос типа НСВ 1: 1 -- замок и уплотнение насоса; 2 -- шток; 3 -- упор; 4 -- цилиндр; 5 -- контргайка; 6 -- переводник плунжера; 7-- плунжер; 8-- нагнетательный клапан; 9 -- всасывающий клапан; 10-- переводник

Рисунок 5 - Насос типа НСН1: 1 -- цилиндр; 2 -- шток; 3 -- нагнетательный клапан; 4 -- захватный шток; 5 -- плунжер; 6-- наконечник плунжера; 7-- всасывающий клапан; 8 -- седло конуса; опора всасывающего клапана; 9 -- переводник верхний; 10 -- переводник нижний.

2.2.2 Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН

Область применения УЭЦН - это высокодебитные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 25-1300 м3/сут и высотой подъема 500-2000 метров.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ (в соответствии с рисунком 6). В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на 4 условные группы: 5, 5А, 6 и 6А. В зависимости от агрессивных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное (УЭЦН) и повышенной коррозионно- (УЭЦНК) и износостойкости (УЭЦНИ). Условия применимости по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей для УЭЦН и УЭЦНК не более 0,1 г/литр, для УЭЦНИ не более 0,5 г/литр, свободного газа на приеме насоса не более 25%, сероводорода не более 0,01 г/литр и 1,25 г/литр для УЭЦНК, воды не более 99%, водородный показатель (рН) пластовой воды для УЭЦНК в пределах 6-8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не должна превышать 50-90С. Установки выпускаются по 2 группе надежности в климатическом исполнении: У (для умеренного климата). Для районов с холодным климатом установки комплектуются поверхностным электрооборудованием в исполнении ХЛ1. В качестве примера приведем цифры установок. У3ЭЦН 5-130-1200, У2ЭЦНИ 6-35-1100 и УЭЦНК 5-130-1200, где кроме УЭЦН приняты обозначения: 3 - модификация, 5 - группа насоса, 130 - подача м3/сут., 1200 развиваемый напор в метрах водяного столба, И - износостойкое исполнение, К - коррозионно-стойкое исполнение (остальные обозначения аналогичны).

Рисунок 6 - Схема УЭЦН

3. Проектная часть

3.1 Анализ графика разработки яснополянской залежи Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения

На основании графика разработки яснополянской залежи Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения проведен его анализ (в соответствии с рисунком 7).

По графику разработки можно выделить 4 стадии разработки:

Первая стадия - нарастающего уровня добычи. Начинается с 1977 г-1979 г и характеризуется интенсивным ростом добычи нефти от 564-1008 тыс. тонн и жидкости от 796-1787 тыс. тонн за счёт быстрого увеличения действующего эксплуатационного фонда скважин от 44-78, нагнетательных скважин от 7-24, объёмов закачки от 825-1888 т.м3, небольшой обводненностью от 29,2-43,6 %.

Вторая стадия - постоянного уровня добычи. Начинается с 1980 г-1983 г и характеризуется высоким уровнем добычи жидкости 1978-3594,7 тыс. тонн и нефти, которая постепенно снижается от 918-784 тыс. тонн, ростом числа добывающих скважин от 91 до 124, нагнетательных скважин от 25-29, растёт объём закачки от 2696-4012 т.м3, увеличивается обводненность от 53,6-78,2 %, пластовое давление поддерживается за счет закачки воды с УППН - Гожан и с УПСВ-Шагирт, поступаемая с 5 месторождений: Быркинского, Альняшского, Москудьинского, Кудрявцевского и самого Шагиртско - Гожанского.

Третья стадия - период падающей добычи нефти. Начинается с 1984 г-1992 г и характеризуется снижением добычи нефти от 704-267 тыс. тонн и жидкости от 3783-1797,6 тыс. тонн, уменьшением действующего эксплуатационного фонда от 123-96, уменьшением объёмов закачки от 4062-2157 т.м3, увеличением обводненности от 81,3-85,2 %.

Четвертая стадия - завершающая. Начинается с 1993 г и продолжается в настоящее время, характеризуется уменьшением действующего ксплуатационного фонда от 87 и меньше, низкой нефтеотдачей, падающей от 1,2 % и ниже, ростом обводненности от 91,3 и выше.

Исходя из данных графика за период с 1977 - 2008 г накопленная добыча нефти составила 12835 тыс. тонн., что составляет 62,75 % от НИЗ, равных 20455 тыс. тонн.

Максимальный эксплуатационный действующий фонд был в 1983 г.-124 скважины.

Максимальный нагнетательный фонд был в 1997 году-46 скважин.

Минимальное пластовое давление было в 1982году-134 МПа.

Максимальный закачка жидкости была в 1984 году 4062 тыс. м3

Вывод: исходя из графика разработки яснополянской залежи Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения, можно сделать вывод, что яснополянская залежь находится на 4 стадии разработки (на завершающей стадии).

3.2 Расчет прогноза выработки остаточных запасов

Начальные извлекаемые запасы нефти=20455 тыс. тонн.

Остаточные запасы на 2006 год составляют 7835 тыс. тонн, т.е. 38,3%.

На примере графика разработки с 1977-2008 года проведен расчёт выработки остаточных запасов нефти с 2006-2074 год (в соответствии с таблицей 6 и формулой 1) и спроектирован график прогноза выработки остаточных запасов с 2006-2074 года (в соответствии с рисунком 8).

Рисунок 7 - График разработки яснополянской залежи

Таблица 6 - Анализ выработки остаточных запасов с 2006-2074 года

Годы

Годовая добыча нефти, тыс.т

Годовые темпы отбора от НИЗ, %

Добыча нефти с начала разработки, тыс. т

Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %

Гoдoвая дoбыча жидкости, тыc.т

Дoбычa жидкости c начала разработки, тыс.т

Среднего довая обводненность продукции, скв., %

2006

118

0,6

12620

61,7%

2276

70622

94,8

2007

112

0,5

12732

62,2%

1957

72579

94,3

2008

103

0,5

12835

62,7%

1579

74158

94,2

2009

76

0,4

12911

63,2%

1430

75588

94,1

2010

73

0,4

12984

63,7%

1420

77008

94,3

2011

74

0,4

13058

64,2%

1400

78408

94,1

2012

73

0,4

13131

64,7%

1397

79805

94,2

2013

74

0,4

13205

65,2%

1390

81195

94,1

2014

71

0,3

13276

65,7%

1385

82580

94,3

2015

68

0,3

13344

66,2%

1380

83960

94,5

2016

61

0,3

13405

66,7%

1280

85240

94,7

2017

60

0,3

13466

67,2%

1240

86480

94,6

2018

59

0,3

13525

67,6%

1220

87700

94,6

2019

58

0,3

13583

68,1%

1210

88910

94,7

2020

53

0,3

13635

68,6%

1130

90040

94,8

2021

50

0,2

13686

69,1%

1100

91140

94,9

2022

50

0,2

13735

69,5%

1080

92220

94,9

2023

46

0,2

13782

70,0%

1050

93270

95,1

2024

47

0,2

13829

70,4%

1060

94330

95,1

2025

48

0,2

13876

70,9%

1080

95410

95,1

2026

42

0,2

13918

71,3%

1000

96410

95,3

2027

43

0,2

13962

71,8%

1050

97460

95,4

2029

45

0,2

14007

72,6%

1080

98540

95,4

2030

43

0,2

14050

73,1%

1070

99610

95,5

2031

45

0,2

14095

73,5%

1100

100710

95,5

2032

42

0,2

14136

73,9%

1050

101760

95,6

2033

43

0,2

14179

74,3%

1088

102848

95,6

2034

44

0,2

14223

74,7%

1090

103938

95,5

2035

46

0,2

14269

75,0%

1190

105128

95,7

2036

46

0,2

14315

75,4%

1187

106315

95,7

2037

45

0,2

14361

75,8%

1171

107486

95,7

2038

45

0,2

14406

76,1%

1160

108646

95,7

2039

47

0,2

14452

76,5%

1213

109859

95,7

2040

49

0,2

14501

76,9%

1265

111124

95,7

2041

51

0,2

14552

77,2%

1313

112437

95,7

2042

55

0,3

14607

77,5%

1460

113897

95,8

2043

49

0,2

14657

77,9%

1303

115200

95,8

2044

47

0,2

14704

78,2%

1240

116440

95,8

2045

44

0,2

14747

78,5%

1160

117600

95,8

2046

51

0,2

14798

78,8%

1340

118940

95,8

2047

46

0,2

14844

79,2%

1150

120090

95,6

2048

48

0,2

14892

79,5%

1215

121305

95,6

2049

50

0,2

14942

79,8%

1268

122573

95,6

2050

53

0,3

14995

80,1%

1343

123916

95,6

2051

50

0,2

15045

80,4%

1268

125184

95,6

2052

45

0,2

15090

80,7%

1187

126371

95,8

2053

41

0,2

15132

81,0%

1243

127614

96,3

2054

36

0,2

15168

81,3%

1267

128881

96,8

2055

38

0,2

15206

81,6%

1219

130100

96,5

2056

35

0,2

15242

81,8%

1265

131365

96,9

2057

34

0,2

15276

82,1%

1321

132686

97,1

2058

27

0,1

15303

82,3%

1146

133832

97,4

2059

31

0,2

15334

82,5%

1315

135147

97,4

2060

28

0,1

15362

82,8%

1245

136392

97,5

2061

30

0,1

15392

83,0%

1324

137716

97,5

2062

25

0,1

15416

83,2%

1145

138861

97,6

2063

29

0,1

15445

83,4%

1321

140182

97,6

2064

28

0,1

15473

83,6%

1298

141480

97,6

2065

27

0,1

15500

83,8%

1256

142736

97,6

2066

30

0,1

15530

84,0%

1385

144121

97,6

2067

27

0,1

15557

84,2%

1256

145377

97,6

2068

23

0,1

15580

84,3%

1173

146550

97,8

2069

24

0,1

15605

84,5%

1232

147782

97,8

2070

25

0,1

15630

84,7%

1254

149036

97,8

2071

22

0,1

15651

84,8%

1156

150192

97,9

2072

23

0,1

15674

84,9%

1211

151403

97,9

2073

22

0,1

15696

85,0%

1232

152635

98

2074

21

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены