2. строение эксплуатационного объекта геологогеофизическая изученность
 Скачать 63.37 Kb.
|
|
1. СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ (ПЛОЩАДИ) Указывается географическое и административное положение месторождения, ближайшие населенные пункты, железнодорожные станции, пристани (порты) и расстояния до них. Характеризуются природно-климатические условия (орогидрография, наличие родовых угодий, заповедников, геоморфология, геокриология), значимые для получения, обработки, интерпретации исходной геолого-геофизической и промысловой информации, принятия проектных решений, проектирования инфраструктуры месторождения. Указывается расстояние до ближайших разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений, приводятся сведения о размещении и мощностях действующих в районе месторождения геофизических, буровых, нефтегазодобывающих и строительных организаций, нефтегазопроводах, автомобильных дорогах, подъездных путях, источниках питьевого и технического водоснабжения, энергоснабжении и сейсмичности района, обеспеченности строительными материалами. Приводятся данные по накопленной добыче нефти, газа, воды. Приобщается обзорная карта-схема расположения изучаемого и окружающих его месторождений, на которой наносятся населенные пункты, реки, озера, болота, охранные зоны, родовые угодья, дороги, ЛЭП, водоводы, нефтегазопроводы и другие имеющие значения сведения. Дается краткая характеристика программных продуктов, на которых выполнялось геологическое и фильтрационное моделирование месторождения. 2. СТРОЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА Геолого-геофизическая изученность. Излагаются сведения об истории открытия и разведки месторождения, краткие сведения о проведенных геологоразведочных работах различными методами, их методике, объемах, качестве и эффективности. Для месторождений, по которым ранее осуществлялось построение модели, дается анализ изменения качества и количества геолого-геофизической и промысловой информации, эффективности решений по доразведке и эксплуатационному разбуриванию месторождения. Геологическое строение района работ и месторождения В разделе приводится краткая характеристика литолого-стратиграфического разреза вскрытых отложений с указанием зон возможного поглощения бурового раствора, зон аномально высокого и аномально низкого пластового давления, основные сведения о тектонике месторождения (структурные особенности, разрывные нарушения, возрастные взаимоотношения). Для месторождений, по которым ранее осуществлялось построение модели, дается анализ изменения представлений о стратиграфии отложений и тектоническом строении месторождения на основе новой геолого-геофизической информации. 3. ЛИТОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРОВ Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов). Песчаники мономинеральные кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (50,1% - 80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0 - 10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7 - 7,1%). Известковистость колеблется от 0,1 до 3%. Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках - поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12,9 - 20,4%, проницаемость 118,3 - 644,5* 10-3мкм2. Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43,6-63,7%), средне- и сильно песчанистые (11,2-44,7%), слабоглинистые (2,2-5,3%) с небольшой примесью средне- и мелкоалевритовой фракции (1,5-8,1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость - от 9,6 до 109,9* 103 мкм2. Пористость коллекторов пашийских отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. - 33 определения), почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну и результатам гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.2.1. Для проектирования взято среднее значение по результатом ГИС, как наиболее представительное (46 скв. - 151 определение), которое равно 0,13 мкм2. Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0,115, 0,55 и 0,013 мкм2. Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора поровый. Пашийские отложения характеризуются в целом низким значением песчанистости (0,071), по нефтенасыщенной части - 0,631. На неоднородность объекта указывает довольно высокая величина его расчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем 22,8 м, суммарная нефтенасыщенная - 1,9 м. Высокое среднее значение эффективной толщины (10,7м) указывает на наличие значительной водонасыщенной части по пластам с подошвенной водой. Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м. Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости - 19,6%, нефтенасыщенности - 74,3%, проницаемости - 0,126 мкм2, представленным в таблице 1.2.1. Они относятся по своим емкостно- фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым. Тип коллектора - поровый. Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная - 2,2 м, эффективная - 3,0 м. Коллекторы характерезуются высокой неоднородностью - расчлененность 1,852, высоким значением песчанистости - 0,712. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м. 4. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛXM-8M, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений». Всего по Бухарскому месторождению проанализировано: пластовых - 39 проб, поверхностных - 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениях соответственно. Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице. Таблица 1 Физико-химические свойства
5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется насосами -- в основном штанговыми и бесштанговыми (погружными электроцентробежными). Откачка нефти из скважин при помощи штанговых глубинных насосов получила широкое распространение в силу их простоты и сравнительной дешевизны. Штанговые насосы позволяют отбирать нефть с глубин до 2500 м. Глубиннонасосными установками можно отбирать до 500 м3 жидкости в сутки в зависимости от диаметра и глубины спуска насоса. Основными элементами ее являются: колонна насосных труб и глубинный насос с плунжером, подвешенный на штангах. Перечисленные элементы относятся к подземному оборудованию скважины. Глубинный насос приводится в движение от станка-качалки, расположенного на поверхности земли и состоящего из балансира, шатунно-кривошипного механизма и двигателя. Глубинный насос представляет собой обычный поршневой насос одинарного действия с проходным поршнем (плунжером). Привод штангового насоса (рис. 1.) 1служит для сообщения возвратно-поступательного движения колонне штанг. Посредством канатной подвески привод соединяется с устьевым штоком 3. Устьевой шток движется в сальнике 4, который обеспечивает герметичность в верхней части колонны НКТ 6. К нижнему концу устьевого штока присоединяется колонна штанг 7, которая служит для передачи движения плунжеру скважинного насоса. Колонна штанг проходит внутри насосно-компрессорных труб. Насосно- компрессорные трубы образуют канал для движения продукции скважины от насоса к устью. Скважинный насос 8 -- плунжерного типа. Он состоит из цилиндра и полого плунжера. Цилиндр насоса имеет всасывающий клапан, а плунжер -- нагнетательный. Насос прикрепляется к нижней части колонны НКТ. При движении штанг вниз плунжер спускается в цилиндр насоса, а жидкость, которая содержится в последнем, переходит через открытый нагнетательный клапан в верхнюю часть цилиндра насоса и, соответственно, в насосно-компрессорные трубы. Всасывающий клапан в это время закрыт. При движении штанг вверх нагнетательный клапан закрывается, и плунжер поднимает вверх холящийся над ним столб жидкости. На поверхности жидкость поступает в выкидную линию скважины. Во время движения штанг вверх всасывающий клапан открывается, и жидкость из скважины входит в цилиндр. При ходе штанг вверх верхний клапан закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости. При этом под действием столба жидкости в кольцевом пространстве открывается приемный клапан, и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается , а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы. При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья, и она поступает в выкидную линию через тройник. Станки-качалки оснащаются средствами для их отключения в случае обрыва штанг или при появлении ударных перегрузок, при повышении или понижении давления в нагнетательном трубопроводе, при обрыве фаз или токовых перегрузках и коротких замыканиях электродвигателя. Работа станков-качалок регулируется блоком управления типа БУС-2, в который входит пусковая и другая электромеханическая аппаратура, обеспечивающая взаимосвязанную работу средств автоматизации и технологического оборудования установки. Штанговые насосные установки имеют серьезные недостатки -- тяжелое громоздкое оборудование при больших глубинах скважин, опасность различных неполадок, аварий со штангами вследствие больших нагрузок, ограниченное применение для добычи нефти в наклонных скважинах, не всегда достаточная производительность для отбора больших объемов жидкости, особенно из сильно обводненных скважин. В связи с этим в настоящее время все большее применение находят насосные установки с новым принципом действия. Эксплуатация скважин электороцентробежными и винтовыми насосами. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||