Технология и эффективность разработки нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

1.6 Типовая конструкция скважины

2. Техническая часть

2.1 Современное состояние разработки месторождения

2.2 Анализ используемого оборудования

2.3 Анализ добывающих возможностей скважин

2.4 Анализ технологических режимов

2.5 Выбор оборудования

2.6 Выводы и рекомендации

3. Организационная часть

3.1 Охрана труда

3.2 Охрана окружающей среды

3.3 Техника безопасности

Cписок используемой литературы



Введение

нефтехимия газ промышленность скважина

В настоящее время роль нефтяной промышленности как сырьевой базы нефтехимии существенно возросла. Применение в нефтехимии попутных газов и газов деструктивных процессов переработки гораздо эффективнее, чем газов коксового происхождения. Нефть, газ и продукты их переработки играют важную роль в укреплении экономического сотрудничества стран с различным социальным строем на базе развития взаимовыгодных международных торговых отношений.

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.

Одной из важных задач этой проблемы является повышение фондоотдачи основных промышленно-производственных фондов, основную долю которых в нефтяной промышленности составляют скважины: добывающие и нагнетательные. Скважина обеспечивает связь недр с земной поверхностью, служит каналом доступа человека к пласту.

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважин, либо к существенному сокращению ее дебита, особенно по нефти. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные: связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, связанные с изменением пластовых условий, ухудшающих или вообще прекращающих приток жидкости из пласта к забою скважины. Но одной из основных причин простаивания скважин является высокая обводненность продукции, основная причина тому закачиваемая вода или 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.

Деятельность Чернушинского нефтяного района, расположенного на юге Пермского края, распространяется на четыре административных района: Чернушинский, Куединский, Уинский и Татышлинский (территория Республики Башкортостан).

НГДУ является градообразующей структурой. Его экономическое положение существенно влияет на социальную установку в г. Чернушка, районах Пермского края, на территории которых расположены производственные объекты нефтяников и проживают работники промыслов. В структурных подразделениях ООО «Лукойл-Пермь», расположенных в Чернушинском нефтяном районе, работает более 1000 человек, а в целом по нефтяному району добыче нефти задействовано более 5000 рабочих мест. Это в основном высококвалифицированные, знающие свое дело люди.

Разработку 19 нефтяных месторождений на территории района осуществляют три цеха добычи нефти и газа ООО «Лукойл-Пермь»: Павловский (ЦДНГ-1), Куединский (ЦДНГ-2), Гожанский (ЦЦНГ-3), а также ООО «Аксаитовнефть».

Большая часть месторождений эксплуатируется с 50-60 годов, активные запасы в значительной степени выработаны. Годовой объем добычи ЦДНГ-1,2 и 3 в совокупности более 2 миллионов тонн нефти. На территории нефтяного района площадью более 2000 км² пробурено свыше 4,5 миллиона метров горных пород. Общий фонд скважин составляет 3475 (в том числе 198 скважин ООО «Аксаитовнефть»). Действует три установки подготовки и перекачки нефти, три установки предварительного сброса воды, 27 дожимных насосных станций, 15 блочных кустовых насосных станций. Обводненность залежей составляет в среднем 83%.

Все месторождения разрабатываются с применением гидродинамических методов повышения нефтеотдачи. 89% добываемой нефти получено из месторождений с применением поддержания пластового давления путем закачки в залежи пресных и сточных вод. Применение методов повышения нефтеотдачи значительно расширилось за счет щелочного заводнения, закачки серной кислоты.

Решению части этой и других проблем, на примере яснополянского надгоризонта Шагиртско-Гожанского месторождения Шагиртской площади и посвящен данный курсовой проект.



1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе расположения месторождения

В административном отношении Шагиртско-Гожанское месторождение расположено в Куединском районе Пермского края в 230 км к юго-западу от краевого центра. Районный центр пос. Куеда находится в 25 км юго-восточнее месторождения.

Связь с краевым центром осуществляется от ст. Куеда Горьковкой железной дороги через г. Екатеринбург, а также автотранспортом по тракту Куеда - Барда - Крылово - Югокамск - Пермь, а также по тракту Куеда - Чернушка - Пермь.

На территории месторождения находятся следующие населенные пункты: пос. Старый Шагирт, с. Новый шагирт, с. Гожан.

Для обеспечения круглогодичной транспортировки и машин и оборудования месторождения между собой и базами обслуживания сооружены подъездные автомобильные дороги IV категории с асфальто-бетонным покрытием к Шагиртской и Гожанской площадям, вахтовому поселку, подстанции и населенным пунктам Гожан и Шагирт. Для подъезда к ГЗУ и кустам скважин проложены автомобильные дороги V категории с гравийным покрытием общей протяженностью 64 км.

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

В топографическом отношении площадь представляет собой всхолмленную равнину, имеющую общее понижение с севера на юг.

Наивысшая отметка (+259 м), минимальная отметка - (+105 м).

Залесенность района незначительная, лес смешанный с преобладанием лиственного.

Климат континентальный. Среднегодовая температура +1,4 градусов С. Средние температуры самого жаркого месяца (июль) - +18,2 град. С, самого холодного (январь) - 15,6 град. С. Преобладание направления ветров - юго-западное. Среднегодовое количество осадков - 666 мм. Глубина промерзания грунта - 190 см.

Обеспечение месторождения электроэнергией осуществляется от подстанции 110/35/6 кВ «Гожан», питание которой выполнено по одноцепной BJI 110 кВ от подстанции «Янаул».

Существующие промысловые объекты сбыта и транспорта нефти и газа, водоснабжения и канализации оснащены необходимыми средствами КИП, автоматики, телемеханики и связи.

Первые сведения о геологическом строении района дал А.А. Штукенберг при составлении 127 листа десятиверстной геологической карты европейской части России в 1884-1987 гг.

Более детальное изучение геологического строения месторождения началось с 1943 года, когда геологической съемкой масштаба 1:50000 и 1:20000 была охвачена площадь среднего Приуралья.

В 1949 году при съемке масштаба 1: 20000 было закартировано Гожанское поднятие.

Шагиртская площадь была открыта в 1970 году. Нефтеносность установлена в турнейских, яснополянских, башкирских, верейских и каширо- верейских отложениях.

Подсчет запасов произведен по состоянию на 1 июля 1973 года.

В ГЗК запасы утверждены в ноябре 1973 года.

В 1974 - 1975 гг. составлена комплексная технологическая схема разработки Шагиртской площади Шагиртско-Гожанского месторождения.

Рис. 1.1.1 Выкопировка из обзорной карты Пермского края

1.2 Стратиграфия

При бурении структурно-поисковых и глубоких разведочных скважин, на месторождении вскрыты отложения от четвертичных до бавлинской свиты.

Бавлинская свита

Представлена в подошве доломитами серыми и зеленовато-серыми. Средняя часть серии отложена песчаниками: бурыми и розовыми. Кровля представлена толщей алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина - 513 м.

Девонская система.

Представлена двумя отделами: D₃ и D₂.

Средний отдел (D₂).

Выделяется живетский ярус. Сложен толщей алевролитов и песчаников с тонкими прослоями известняка. К кровле отложений приурочен нефтяной пласт Д 2. Толщина яруса - 23 - 37 м.

Верхний отдел (D₃).

Франскнй ярус.

Нижнефранский ярус.

Пашийский горизонт.

Отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Приурочен нефтяной пласт Д 1. Толщина отложений 6 - 8 м.

Кыновский горизонт.

Породы горизонта представлены: внизу - аргиллитами и алевролитами серовато-зелеными; вверху - известняками глинистыми. Толщина - 25 - 44 м.

На породах кыновского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений девона, которая включает верхнюю часть нижнего подъяруса (саргаевский, семилукский горизонты), верхний подъярус франского яруса и фаменский ярус. Литологически описываемая часть разреза представлена известняками. Общая толщина карбонетного девона 409 - 610 м.

Каменноугольная система.

Нижний отдел.

Турнейский ярус.

Ярус сложен известняками от серых до коричневато-серых, органогеннообломочных или детритусовых тонкозернистых, плотных прослоями пористых. К кровле яруса приурочена нефтяная залежь - Т. Толщиной - 53 - 100 м.

Визейский ярус.

Выделяются Малиновский, яснополянский и окско-серпуховский надгоризонты.

Малиновский надгоризонт.

Сложен аргиллитами и подчиненными прослоями алевролитов. Толщина - 26,9 м.

Яснополянский надгоризонт.

Два горизонта: бобриковский и тульский.

Бобриковский горизонт.

Представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаникам и алевролитам приурочены промышленные скопления нефти (пласты Бб₂ и Бб₁). Толщина - 11,45 м.

Тульский горизонт.

Литологически делится на 2 пачки: нижнюю -- терригенную (алевролиты, аргиллиты, песчаники) и верхнюю - карбонатную, сложенную известняками темно-серыми, неравномерно глинистыми. К песчаникам и алевролитам приурочена нефтяная залежь (пласты Тл2а и Тл2б). Толщина 27- 34 м.

Отложения окско-серпуховского надгоризонта и намюрского яруса представлены чередованием известняков и доломитов. Толщина отложений окско-серпуховского надгоризонта 213,5 - 250 м, а отложений намюрского яруса 22-41 м.

Средний отдел.

Представлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус.

Сложен известняками с прослоями конгломерато-брекчии. Известняки светло-серые, детритусовые и органогенно-обломочные, неслоистые, конгломерато-брекчии залегают в кровле яруса и указывают на наличие перерыва. К кровле яруса приурочена нефтяная залежь БШ. Толщина отложений 30-50 м.

Московский ярус.

Сложен толщей карбонатных пород и по микрофауне подразделен на четыре горизонта: верейский, каширский, мячковский и подольский.

Верейский горизонт.

Сложен толщей чередующихся между собой карбонатных пород, в основном известняков и терригенных мергелей, алевролитов и аргиллитов. Выделены нефтеносные пласты в подошве ВЗВ4, в кровле В₁. Толщина отложений 49-50 м.

Каширский горизонт.

Сложен известняками и доломитами, с прослоями мергелей и алевролитов. К подошве каширского горизонта приурочен нефтяной пласт (К). Толщина 70 м.

Отложения подольского и мячковского горизонтов представлены толщей светло-серых и коричневато-серых известняков и доломитов. Общая толщина отложений 134 - 161 м.

Верхний отдел.

Отложения представлены преимущественно доломитами светло-серыми и коричневато-серыми. По всей толще встречаются включения гипса и кремния. Толщина верхнего отдела 146 - 175 м.

Пермская система.

Отложения пермской системы на площади развиты повсеместно. Вскрыты, как глубинными разведочными скважинами, так и структурно - поисковыми. Выделены обо отдела: нижний и верхний.

Нижний отдел.

Включает ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Отложения представлены, в основном, карбонатными породами: доломитами, известняками с включениями гипса и ангидрита. В отложениях кунгурского яруса преобладающую роль играют гипсы и ангидриты. Толщина отложений нижнего отдела - 206 - 397 м.

Верхний отдел.

Представлен соликамскими шешминскими горизонтами уфимского яруса. Это красноцветная толща песчаников, глин, алевролитов с прослоями доломитов, гипсов, мергелей, ангидритов. Толщина отложений достигает 287 м.

Четвертичная система.

Четвертичные отложения повсеместно залегают на различной поверхности верхне-пермских пород. Представлены глинами, галечниками, суглинками и супесями. Толщина до 25 м.



1.3 Тектоника

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

Гожанское поднятие расположено на структуре II порядка - Куединском валу, который осложняет северный склон Башкирского свода.

Простирание вала северо-западное, прослеживается по всем горизонтам.

Шагиртско-Гожанское месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке, северо-восточное крыло которой осложнено Шагиртским структурным выступом, включающим Шагиртское и Восточно-Шагиртское поднятие.

Тектоническое строение поднятия по основным маркирующим горизонтам:

1. По кровле кыновского горизонта брахиантиклинальная складка северо- западного простирания. Размеры поднятия в пределах изогипсы - 1810 м 3,0 х 13,5 км. Углы наклона крыльев юго- западного до 10 град., северо - западного - 1 градус.

2. По кровле отложений артинского яруса поднятие сохраняет форму и направление простирания структуры. Юго-западное крыло более крутое, северо- восточное пологое, углы наклонены соответственно 2 град. 17 мин. и 1 град.25 мин.

1.4 Нефтегазоносность

Определение нефтенасыщенности по данным ГИС проведено для терригенных пород пластов Тл и Бб (таблица 1). Сопротивление пластов в скважинах, пробуренных на пресных буровых растворах (Рс 0,30мм) определялось по одиночному градиент-зонду Мч, ОАО, 5В.

По керну, опробованию и данным геофизических исследований при корреляции разреза промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях среднего карбона (пласты В3В4, Бш) и нижнего карбона (пласты Тл_1В, Тл_2а,Тл_2б, Бб_1а, Бб_2а, Мл, Т). Всего в разрезе выделено 9 продуктивных пластов.

Водонефтяные контакты по залежам, приуроченным к карбонатным отложениям (пласты В3В4, Бш, Т), приняты по отметкам нижних дыр интервалов перфорации с учетом проницаемых пропластков, давших при опробовании безводную нефть.

В залежах, приуроченных к терригенным коллекторам, (пласты Тл_1В, Тл_2а, Тл_2б, Бб_1а, Бб_2а, Мл), ВНК приняты по результатам интерпретации промысловогеофизических исследований и опробования скважин.

Яснополянский надгоризонт

Бобриковский горизонт C_1bb

Бобриковский горизонт представлен переслаиванием терригенных разностей пород, толщиной 15-23 м.

Тульский горнзонт C_1tl

По литологическим особенностям в тульском горизонте выделяют две пачки: верхнюю - карбонатную и нижнюю - терригенную. Верхняя карбонатная часть разреза тульского горизонта представлена известняками светло-серыми, глинистыми с прослоями аргиллитов, алевролитов. Толщина пачки 23,5 - 43 м. Терригенная пачка сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами, толщиной 41,5 - 69 м.

Таблица 1.4.1

Средневзвешенные по толщине проницаемых прослоев значения нефтенасыщенности

Площадь	Пласт	Кн.ср.взв,%	Кол-во СКВ.	Кол-во опред.
Шагиртская	Тл 2а	87,3	23	23
	Тл 26	88,1	61	69
	Бб 1	86,4	13	13
	Бб 2	92,7	81	113

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

Пласты Тл2-а и Тл2-б.

Пластовые флюиды тульской залежи (пласт Тл2-б) изучены только на Шагиртском поднятии. На Гожанском из скв.6 и 102 отобраны пробы пластовой нефти при совместном испытании пластов Тл2-б и Бб1. Пробы с низким давлением насыщения в расчёт средних параметров по залежи не приняты.

Нефть из скв. 116 и 95 близкого качества и характеризует свойства флюидов залежи. Нефть пласта Тл2-а не изучена, но, так как тульская залежь имеет единый контур нефтеносности, можно предположить, что свойства флюидов пластов Тл2-а и Тл2-б идентичны и для расчётов по пластам Тл2-а и Тл2-б предлагаются следующие параметры: давление насыщения 9,57 МПа, газонасыщенность 21,3 м³/т, объёмный коэффициент 1,042, вязкость 35,18 мПа'с, плотность - 883,0 кг/м³.

При разгазировании пластовых флюидов установлена закономерность изменения их свойств.

Поверхностная нефть тяжелее, чем в вышележащих пластах, высокосмолистая, сернистая, парафинистая.

Газ, выделенный из нефти малометановый, высокожирный, содержит сероводород (0,1%).

Пласты Бб₁ и Бб₂.

Нефть пласта Бб₁ раздельно не изучена, но при совместном опробовании пластов Тл2-б и Бб₁ получены пробы пластовой и поверхностной нефти. Очевидно, по своим характеристикам нефть пласта Бб₁ идентична нефти тульской залежи и в первом приближении может быть охарактеризована параметрами пластовой и поверхностной нефти Тл₂-б+Бб₁.

Пластовые флюиды пласта Бб₂ несколько иного качества. На Гожанском поднятии для расчётов по пласту Бб₂ предложены следующие параметры: давление насыщения 8,02 МПа, газонасыщенность 17,9 м³/т, объёмный коэффициент 1,044, вязкость 46,91 мПа с, плотность 891 кг/м³.

При разгазировании пластовых флюидов установлена закономерность изменения их свойств.

В целом нефть залежи высокосернистая, высокосмолистая, сернистая, парафинистая.

Газ, выделенный из нефти, имеет приблизительно одинаковый состав. Он малометановый, высокоазотный.

В таблице 1.5.2 приведён компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %).

В таблице 1.5.3 приведены параметры содержания в нефти асфальтосмолистых и парофиновых соединений (весовое содержание %), а также выход данных фракций при различной температуре.

В таблице 1.5.4 отражены физико-химические свойства пластовой воды по пластам залежи яснополянского надгоризонта.

Таблица 1.5.2

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Параметр	Пласт Бб2	Пласт Тл2-б
	Газ	Нефть	Пластовая нефть	Газ	Нефть	Пластовая нефть
Сероводород	0,20	н.о.	н.о.	0,10	Н	н.о.
Углекислый газ	0,37	отс.	0,06	0,60	е	1,08
Азот+редкие 27,27		отс.	5,35	33,33	о	8,17
Метан	38,22	отс.	6,79	34,94	п	7,40
Этан	8,05	0,08	1,28	6,84	р	1,29
Пропан 14,14	15,88	1,21	3,37		е	3,66
Изобутан	2,87	0,46	0,79	2,70	д	0,94
Н-бутан	4,58	1,99	2,28	4,50	е	2,59
Изопентан	1,42	1,92	1,78	1,45	л	1,90
Н-пентан	0,77	1,93	1,71	0,75	ё	1,64
Гексан	0,37	4,23	3,54	0,35	н	1,58
Гептан+остаток		88,18	73,05			69,76
(С8+высшие )
Молекулярная масса		240,4	232,0			228
Молекулярная масса		319,1
остатка
Плотность газа кг/м3	1,252			1,246
Относительный вес	1,039			1,039
газа по воздуху
Плотность нефти		911	892			895
кг/м3

Таблица 1.5.3

Параметры содержания асфальтосмолистых и парафиновых соединений в нефти

Параметр	Пласт Б62	Пласт Тл2-б
Вязкость, мПа'с
при 20 С0	132,58	96,85
при 50 С0	31,05	25,99
Температура застывания, С0	-8,5	-2
Содержание % весовые
Серы	2,94	2,75
Смол селикагелевых	22,28	26,70
Ассфальтенов	6,41	2,87
Парафина	3,33	4,65
Н.К.	62	74
Выход фракций в объёмных %
До 100 С0	3	3,5
До 150 С°	9	8
До 200 С0	16,0	15,5
До 300 С0	32,0	32,0



Таблица 1.5.4

Физико-химические свойства пластовой воды

Параметры	Пласт Бб2	Пласт Бб1	Пласт Тл2-б
Объёмный коэффициент	1,0	1,0	1,0
Вязкость МПа'с	1,39	н.с.	н.с.
Общая минерализация г/л	248	83	173
Плотность кг/м '	1,17	н.с.	н.с.
Хлор (-)	4348.79	1436	3024
SO4 (2-)	19.59	6	5.7
НСОЗ (-)	3.46	4	2
Ca (2+)	861.18	280	596
Mg (2+)	305.93	108	191
Na + K	3204.67	1060	2245
pH	6.5	7	6.45

1.6 Конструкция скважины

Согласно «Методическим указаниям по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин», утверждённым Министерством нефтяной промышленности 20.09.1973 года, исходя из совместимости бурения в отдельных интервалах разреза, с учётом назначения скважин, геологической характеристики разреза и встречающихся во время бурения осложнений определена следующая конструкция добывающих и нагнетательных скважин.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м. с целью перекрытия неустойчивой верхней части разреза (четвертичных отложений и верхней части уфимского яруса). Цементируется тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой СаСl до 3 % от веса цемента с подъёмом цементного раствора до устья.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 350 м. с целью перекрытия интенсивных зон поглощения и обваливающихся пород уфимского и кунгурского ярусов и установки превентора. Цементируется тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой СаС1₂ до 2 %. Подъём цементного раствора осуществляется до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину и цементируется с подъёмом тампонажного раствора до устья в нагнетательных скважинах и выше башмака кондуктора на 100 м в добывающих скважинах. 11из эксплуатационной колонны в интервале от забоя до перекрытия продуктивных горизонтов на 100 м цементируется тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой СаС1₂ до 2 %. Остальной интервал цементируется тампонажным раствором следующего состава: цемент - 100%, ПАА - 0,2%, NaC0₃ - 3%, при водоцементном соотношении 0,75 - 0,8. (См. рис. 1.6.1)

Рис. 1.6.1 Конструкция скважины



2. Техническая часть

2.1 Современное состояние разработки

Месторождение находится на 3 стадии разработки.

Основным и наиболее вырабатываемым объектом разработки на Шагиртской площади является яснополянская залежь.

Проектный фонд скважин пробурен полностью.

Залежь разрабатывается с 1974 года, по второму варианту проекта разработки 1988 года. Разбурена по сетке 350x350 метров. Система заводнения законтурная, по структуре залежь разделена на четыре купола: Западный, Северный, Центральный, Восточный. В 1980 году для поддержания пластового давления в центральную часть Западного блока внедрены три очага заводнения: скважины № 1145, 1126, 338. В более позднее время, начиная с 1990 года, внедрены еще пять очагов закачки: скважины № 298, 2097, 1173, 1144, 2109.

После строительства УПСВ с 1990 года для закачки в залежь используется своя сточная вода в объеме 4000 м³/сут. Фонд нагнетательных скважин 40, но под закачкой находится 17-19 скважин, при необходимости в скважинах приемистость ограничивается.

Текущий баланс закачки к отбору составляет 74,3%, накопленная-103,4% из года в год с 1994 года постепенно снижаются. В этот же период объемы закачки снижаются, а добыча жидкости с 1996 года наращивается за счет ввода из бездействия высокодебитных скважин, выведенных в свое время в бездействие из-за высокой обводненности. В большинстве случаев скважины вводились с обработкой водоизолирующими реагентами: СНПХ-9633, ВНПП, ЩСПК.

Если из бездействия в 1998 г. введены 4 скважины (№ 1181, 336-ВНПП, № 507-СНПХ, № 325-без ВИР) с эффективностью 4636 т. нефти, то в 2000 г. введены 8 скважин (5 скважин: 337, 1146, 2110, 1116, 1165-без ВИР, 3 скважины- ВИР ВНПП, ЩСПК.) с эффективностью 6988 тонн нефти.

Действующий фонд скважин 71, за 2000 г. возрос на 13 скважин. С наращиванием жидкости, естественно и увеличивается и добыча воды. Проблема со сбросом воды также решена: углублена бурением до девонских отложений скважина №1160, с приемистостью 1220 м³/сут. Объемы закачки регулируются по внутриконтурным скважинам, из условия 100% баланса закачки к отбору, в законтурные скважины закачка осуществляется в зависимости от отбора жидкости в зоне влияния, с ограничением или без ограничения приемистости.

Начальные извлекаемые запасы нефти по состоянию на 1985 г. составили 9,361 млн.т. В 1999 г. текущий коэффициент нефтеотдачи достиг величины 0,496 при конечном 0,4 по проекту. Отобрано было нефти от НИЗ 123,9 %.

После оперативного пересчета в 2000 г. НИЗ составили 13,091 млн.т. нефти, относительно новых НИЗ по состоянию на 1.01.2001 г. отобрано нефти из залежи 91,5%, темпы отбора нефти 1,3%.

Обводненность залежи 91,7%, темпы обводнения с 1998г. возросли. Годовой отбор нефти 167 т.т., по сравнению с 1999 г. прирост составил 7,3 т.т. На 2001 г. норма отбора высокая - 165 т.т. Остаточные запасы в 1487 т.т. при таких темпах отбора будут выработаны за 9 лет. Здесь возникает проблема определения остаточных запасов по пластам Бб2, Тл2б, которая в настоящее время неразрешима по той причине, что учета добычи раздельно по пластам нет. Пласт Тл2б вскрыт в большинстве скважин совместно с Бб2. Для выработки запасов тульского пласта постепенно внедряется система ППД, в настоящее время имеется 6 нагнетательных скважин (№ 2109, 1110, 1144, 1136, 118, 1173). Приемистость колеблется в пределах 150-500 м³/сут. Фактические показатели разработки залежи намного превышают проектные, объяснить этот феномен можно тем, что НИЗ выше проектного: либо конечный коэффициент нефтеотдачи занижен, либо занижены балансовые запасы.

Из залежи отобрано нефти больше проектного на 1,23 млн. т. При этом накопленная компенсация ниже проекта. Обводненность ниже проекта на 4,5%. Фонд добывающих и нагнетательных скважин больше соответственно в 2 и в 4 раза.

Изменение показателей разработки представлено на графике разработки (рис. 2.1.1.).



2.2 Анализ используемого оборудования

Условное обозначение установок:

УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,

Где У - установка, 2 -вторая модификация, Э - с приводом от погружного электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, К - повышенной коррозионостойкости, И - повышенной износостойкости, М - модульного исполнения, 6 - группы насосов, 180, 350 - подача м³\сут, 1200, 1100 - напор, м.в.ст.

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп - 5,5, а 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5 а с поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы также подразделяют на три условные группы - 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 - 92 мм, группы 5 а - 103 мм, группы 6 - 114 мм.

Установка ЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.

В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ.

Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение - В, категория размещения - 5 по ГОСТ 15150 - 69. В основании электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей.

Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода.

При большом газовом факторе применяют насосные модули - газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса.

Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

2.3 Анализ добывных возможностей скважин

2.3.1 Определение коэффициента продуктивности

К_пр = [м³/сутЧМПа], где

Q_Ф - фактический дебит скважины по жидкости [м³/сут]

Р_пл - пластовое давление [МПа]

Р_заб - забойное давление [МПа]

К¹¹³⁷= м³/сутЧМПа

К¹¹⁵³= м³/сутЧМПа

К¹¹⁵⁴= м³/сутЧМПа

К¹²⁰= м³/сутЧМПа

К¹²¹= м³/сутЧМПа

К²⁰⁹⁸= м³/сутЧМПа

К²¹¹⁷= м³/сутЧМПа

К²¹²⁹= м³/сутЧМПа

К²⁸⁷= м³/сутЧМПа

К³²⁷= м³/сутЧМПа

К¹⁰³²= м³/сутЧМПа

К¹⁰⁴⁵= м³/сутЧМПа

К¹⁷⁶= м³/сутЧМПа

К²⁰⁷⁰= м³/сутЧМПа



2.3.2 Определение оптимально допустимого забойного давления

Р_{опт. доп.} = 0,75ЧР_нас [МПа], где

Р_нас - давление насыщения в продуктивном пласте [МПа]

Р_нас = 8,09 МПа

Р_{опт.доп.} = 0,75Ч8,09 = 6,06 МПа

Для скважины №1153:

Р_{опт.доп.} = 0,3Ч8,09 = 2,43 МПа

2.3.3 Определение максимально допустимого дебита скважин

Q_max.доп. = К_прЧ (Р_пл - Р_{опт.доп} ) [м³/сут], где

Q_{max. доп.} - максимально допустимый дебит скважины [м³/сут]

К_пр - коэффициент продуктивности [м³/сут*МПа]

Р_{опт.доп.} - оптимально допустимое забойное давление [МПа]

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

м³/сут

2.3.4 Определение разницы между максимально допустимым и фактическим дебитом скважин

ДQ = Q_max.доп. - Q_Ф [м³/сут], где

Q_max.доп. - максимально допустимый дебит скважины [м³/сут]

Q_Ф - фактический дебит [м³/сут]

ДQ¹¹³⁷ = 74,56 - 50,2 = 24,36 м³/сут

ДQ¹¹⁵³ = 44,28 - 26 = 18,28 м³/сут

ДQ¹¹⁵⁴ = 29,12 - 22,8 = 6,4 м³/сут

ДQ¹²⁰ = 79,66 - 85,3 = - 5,64 м³/сут

ДQ¹²¹ = 193,56 - 100,5 = 93,06 м³/сут

ДQ²⁰⁹⁸ = 67,42 - 57 = 10,42 м³/сут

ДQ²¹¹⁷ = 181,77 - 192 = - 10,23 м³/сут

ДQ²¹²⁹ = 10,91 - 10,6 = 0,31 м³/сут

ДQ²⁸⁷ = 58,28 - 58,1 = 0,18 м³/сут

ДQ³²⁷ = 175,36 - 141,5 = 33,86 м³/сут

ДQ¹⁰³² = 115,35 - 92,5 = 22,85 м³/сут

ДQ¹⁰⁴⁵ = 52,68 - 63,2 = - 10,52 м³/сут

ДQ¹⁷⁶ = 61,75 - 66 = - 4,25 м³/сут

ДQ²⁰⁷⁰ = 64,56 - 68,2 = - 3,64 м³/сут

2.3.5 Сводная таблица расчетных данных

№ скважин	Кпр, м3/сутЧМПа	Qmax.доп, м3/сут	QФ, м3/сут	Q, м3/сут	nв, %
1137	8,68	74,56	50,2	24,36	91
1153	5,02	44,28	26	18,28	25
1154	3,5	29,12	22,8	6,4	73,6
120	10,2	79,66	85,3	- 5,64	89,9
121	25,57	193,56	100,5	93,06	94
2098	7,96	67,42	57	10,42	59,6
2117	26,23	181,77	192	- 10,23	87,6
2129	1,25	10,91	10,6	0,31	85
287	6,93	58,28	58,1	0,18	90,1
327	26,65	175,36	141,5	33,86	95,8
1032	12,58	115,35	92,5	22,85	90,5
1045	5,36	52,68	63,2	- 10,52	88,2
176	7,44	61,75	66	- 4,25	89
2070	9,55	64,56	68,2	- 3,64	88,5

2.4 Анализ технологических режимов работы скважин

2.4.1 Определение газового фактора на приеме насоса

G= [м³/м³], где

G - газовый фактор [м³/м³]

n_в - обводненность продукции в долях единиц

с_н - плотность нефти в пластовых условиях [кг/м³]

G¹¹³⁷ = м³/м³

G¹¹⁵³ = м³/м³

G¹¹⁵⁴ = м³/м³

G¹²⁰ = м³/м³

G¹²¹ = м³/м³

G²⁰⁹⁸ = м³/м³

G²¹¹⁷ = м³/м³

G²¹²⁹ = м³/м³

G²⁸⁷ = м³/м³

G³²⁷ = м³/м³

G¹⁰³² = м³/м³

G¹⁰⁴⁵ = м³/м³

G¹⁷⁶ = м³/м³

G²⁰⁷⁰ = м³/м³



2.4.2 Определение приведенного пластового давления

Приведенное давление определяем по кривой разгазирования в [МПа].

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

2.4.3 Определение оптимально допустимого погружения насоса под динамический уровень

Н_опт = [м], где

Р_пр - приведенное давление снятое с кривой разгазирования [МПа]

Р_зат - давление в затрубном пространстве при работающей скважине [МПа]

с_ж - плотность жидкости в скважине [кг/м³]

g - ускорение свободного падения [м/с²]

Рассчитываем плотность жидкости для каждой скважины.

с_ж = с_вЧn_в + с_н(1-n_в) [кг/ м³], где

с_в - плотность воды в пластовых условиях [кг/м³]

с_н - плотность нефти в пластовых условиях [кг/м³]

n_в - содержание воды в продукции в долях единиц

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

кг/ м³

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м



2.4.4 Определение фактического погружения насоса под динамический уровень

Н_ф = L - h_д [м], где

L - глубина спуска насоса [м]

h_д - динамический уровень в скважине [м]

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м

м



2.4.5 Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень

ДН = Н_опт - Н_ф [м], где

Н_опт - оптимальное погружение насоса под уровень жидкости [м]

Н_ф - фактическое погружение насоса под уровень жидкости [м]

ДН¹¹³⁷ = 524 - 658,1 = - 134,1 м

ДН¹¹⁵³ = 747 - 367 = 380 м

ДН¹¹⁵⁴ = 569 - 613 = 56 м

ДН¹²⁰ = 538 - 380,5 = 157,5 м

ДН¹²¹ = 345,3 - 381 = - 35,7 м

ДН²⁰⁹⁸ = 631,7 - 529,4 = 102,3 м

ДН²¹¹⁷ = 554 - 335 = 219 м

ДН²¹²⁹ = 587,6 - 463,7 = 123,9 м

ДН²⁸⁷ = 532 - 365,2 = 166,8 м

ДН³²⁷ = 264,2 - 477 = - 212,8 м

ДН¹⁰³² = 556,3 - 377 = 179,3 м

ДН¹⁰⁴⁵ = 550 - 127 = 423 м

ДН¹⁷⁶ = 499,3 - 247 = 252,3 м

ДН²⁰⁷⁰ = 450 - 180 = 270 м

2.4.6 Определение коэффициента подачи насоса

з = , где

Q_ф - фактический дебит скважины [м³/сут]

Q_п - подача насоса по паспорту [м³/сут]

з¹¹³⁷ =

з¹¹⁵³ =

з¹¹⁵⁴ =

з¹²⁰ =

з¹²¹ =

з²⁰⁹⁸ =

з²¹¹⁷ =

з²¹²⁹ =

з²⁸⁷ =

з³²⁷ =

з¹⁰³² =

з¹⁰⁴⁵ =

з¹⁷⁶ =

з²⁰⁷⁰ =



2.4.7 Сводная таблица расчетных данных

№ скв	Кпр, м3/сут МПа	Qф, м3/сут	Qопт, м3/сут	ДQ, м3/сут	Нф, М	Нопт, м	ДН, м	з	G, м3/м3	nв, %
1137	8,68	50,2	74,56	24,36	658,1	524	- 134,1	0,84	2,16	91
1153	5,02	26	44,28	18,28	367	747	380	0,74	0,26	25
1154	3,5	22,8	29,12	6,4	613	569	56	0,91	0,74	73,6
120	10,2	85,3	79,66	- 5,64	380,5	538	157,5	1,06	1,93	89,9
121	25,57	100,5	193,56	93,06	381	345,3	- 35,7	1,25	3,25	94
2098	7,96	57	67,42	10,42	529,4	631,7	102,3	1,62	0,48	59,6
2117	26,23	192	181,77	- 10,23	335	554	219	1,2	1,57	87,6
2129	1,25	10,6	10,91	0,31	463,7	587,6	123,9	0,53	1,3	85
287	6,93	58,1	58,28	0,18	365,2	532	166,8	1,29	1,97	90,1
327	26,65	141,5	175,36	33,86	477	264,2	- 212,8	1,13	4,64	95,8
1032	12,58	92,5	115,35	22,85	377	556,3	179,3	1,15	2,06	90,5
1045	5,36	63,2	52,68	- 10,52	127	550	423	1,05	1,63	88,2
176	7,44	66	61,75	- 4,25	247	499,3	252,3	1,32	1,8	89
2070	9,55	68,2	64,56	- 3,64	180	450	270	1,13	1,68	88,5

2.5 Выбор оборудования

Для расчета берем скважины № 121, 2098, 2129, 287, 176.

2.5.1 Определение необходимого напора ЭЦН

H = h_ст+?h+h_тр+h_г+h_c [м], где

h_ст - статический уровень [м]

?h - депрессия при показателе степени уравнения притока, равном единице [м]

h_тр - потери напора за счет трения и местных сопротивлений при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора [м]

h_г - разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора [м]

h_c - избыточный напор в сепараторе [м]

Статический уровень

м

м

м

м

м

Определение депрессии

[м], где

- дебит скважины [м³/сут]

- коэффициент продуктивности [м³/сут*МПа]

Определение потерь на трение

[м], где

- коэффициент гидравлических сопротивлений

- глубина спуска насоса [м]

- расстояние от устья до сепаратора [м]

- дебит скважины [м³/сут]

- внутренний диаметр НКТ [м]

Определение критерия Рейнольдса

, где

- дебит скважины [м³/сут]

- внутренний диаметр НКТ [м]

- кинематическая вязкость жидкости [м²/с]

По диаграмме определяем диаметр НКТ для заданных дебитов скважины:

d = 33 мм

Определение коэффициента гидравлических сопротивлений

Относительная гладкость труб:

, где

- шероховатость стенок труб [мм]

- внутренний диаметр НКТ [мм]

По графику зависимости коэффициента гидравлических сопротивлений от Re и относительной гладкости труб определяем:

Определяем потери напора на трение:

Определяем необходимый напор насоса:

Для данных скважин выбираем следующие насосы:

для скважины № 121 - 2ЭЦН5-200-1000

для скважины № 2098 - ЭЦН5-80-1200

для скважины № 2129 - ЭЦН5-10-1100

для скважины № 287 - 1ЭЦНМ5-50-1300

для скважины № 176 - ЭЦНМ5-80-1400

Для получения расчетного напора необходимо убрать некоторое количество ступеней для скважины №2098:

2.5.2 Выбор двигателя

Выбираем для данных скважин следующие двигатели:

для скважины №121 - ПЭД20-103

для скважины №2098 - ПЭД10-103

для скважины №2129 - ПЭД-16-117 ЛТВ 5С МТ51

для скважины №287 - ПЭД20-103

для скважины №176 - ПЭД-16-117 ЛТВ 5С МТ51



2.6 Выводы и рекомендации

В данной курсовой работе было рассмотрено 14 скважин на Шагиртско - Гожанском месторождении по яснополянскому продуктивному пласту. В данном пласте в основном находятся терригенные породы. Данные скважины оборудованы УЭЦН.

По выбранным скважинам был проведен анализ добывных возможностей. Были рассчитаны следующие параметры: коэффициент продуктивности, оптимально-допустимое забойное давление, максимально-допустимый дебит скважин, разница между максимально-допустимым дебитом и фактическим.

На скважине № 176 разница между максимально-допустимым дебитом и фактическим получилась отрицательная, это говорит о не правильной технологии добычи нефти, необходимо снизить добычу иначе скважина обводнится полностью. На остальных скважинах фактический дебит меньше максимально-допустимого, значит нарушений технологических режимов работы скважин нет.

Во второй части был проведен анализ технологических режимов работы скважин. Расчитанны следующие параметры: газовый фактор на приеме насоса, приведенное пластовое давление, оптимально-допустимое погружение насоса под динамический уровень, фактическое погружение насоса под динамический уровень, и их разница, коэффициент подачи насоса.

В скважине № 121 разница между оптимальным и фактическим погружением насоса получилась отрицательная, что говорит о переспуске насоса. Сделано так, потому что идет выделение газа. В скважине № 176 ДН¹⁷⁶ = 252,3м, это говорит о том, что необходимо откорректировать фактическую подвеску насоса, т.к. с течением времени падает пластовое давление, значит, и падает динамический уровень.

Определив коэффициент подачи насоса по скважинам № 121, 2098, 287, 176 получилось з?1, это значит, что насос в данной скважине переливается, причиной этого может послужить неправильно выбранный насос, но так же возможно, что в данном случае это сделано специально, чтобы не увеличилась обводненность скважины. В скважине №2129 коэффициенты подачи соответственно равен з²¹²⁹ = 0,53 это значит, что насос работает не очень хорошо, возможны утечки.

Для скважины №2098 у насоса необходимо снять 59 ступеней для достижения необходимого напора.

Исходя из всех расчетов, можно сделать вывод о том, что данное месторождение эксплуатировать не выгодно, т.к. оно очень старое и в большинстве скважин процент обводненности очень велик. Как правило, такие месторождения эксплуатируются до предела экономической рентабельности, т.к. находиться на четвертой стадии разработки.



3. Организационная часть

3.1 Охрана недр

Под охраной недр понимается научно обоснованное рациональное бережное использование полезных ископаемых, максимально полное, технически доступное и экономически целесообразное их извлечение, переработка, использование, утилизация отходов, ликвидация урона нанесенного естественным природным ландшафтам.

В последнее время быстро увеличивается добыча полезных эксплуатационных и разведочных скважин достигла 10 - 12 тыс. метров. Нарушение сплошности недр происходит при непосредственном бурении скважин.

Основные мероприятия по охране недр на стадии добычи минерального сырья сводится к совершенствованию технологи его разведки,...