Главная страница
Навигация по странице:

  • 1. Геологическая часть

  • 2. Технико-технологическая

  • Техника и технология добычи нефти

  • Охрана

  • Библиографический список

    		•

    Курсовая. Анализ работы добывающего фонда скважин ЗападноМалобалыкского нефтяного месторождения


    Скачать 0.88 Mb.
    НазваниеАнализ работы добывающего фонда скважин ЗападноМалобалыкского нефтяного месторождения
    Дата06.04.2022
    Размер0.88 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаКурсовая.docx
    ТипАнализ
    #448946

    Анализ работы добывающего фонда скважин Западно-Малобалыкского нефтяного месторождения.


    Содержание


    Введение 3

    1. Геологическая часть 4

    1.1 Географическая характеристика района работ 4

    1.2. Краткая геологическая характеристика месторождения 5

    1.3. Характеристика продуктивных пластов 9

    1.4. Свойства пластовых жидкостей и газов 10

    2. Технико-технологическая часть 12

    2.1 Характеристика состояния разработки месторождения 12

    2.2 Структура фонда скважин и их основные показатели работы 12

    3.Техника и технология добычи нефти 17

    3.1 Анализ работы добывающего фонда скважин 17

    3.2 Обоснование и выбор способа эксплуатации 18

    3.3 Осложнения при эксплуатации. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин 19

    4.Охрана труда и окружающей среды 20

    4.1 Техника безопасности при эксплуатации УЭЦН (УШГН) 20

    4.2. Охрана недр 21

    Заключение 24

    Библиографический список 25


    Введение


    В 1961-62 г.г. в результате сейсморазведочных работ Усть-Балыкской нефтеразведочной экспедиции было выявлено Мало-Балыкское локальное поднятие. Западно-Малобалыкское месторождение выделено в отдельное месторождение из состава Малобалыкского в 1995 г. Введено в разработку в 1999 г. Разрабатывается недропользователем – ООО "Западно-Малобалыкское".

    По геологическому строению Западно-Малобалыкское месторождение отнесено к многообъектному, многопластовому, с сложнопостроенными низкопроницаемыми коллекторами, содержатся малопродуктивные залежи.

    Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи.

    Цель данного курсового проекта: провести анализ работы добывающего фонда скважин Западно-Малокбалыкского нефтяного месторождения.

    В проекте будет проводится исследование географической и геологической характеристики района работ, рассмотрены свойства пластовых жидкостей и газов, проведен анализ техники и технологии добычи нефти, а также приведены методы по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

    1. Геологическая часть

    1.1 Географическая характеристика района работ


    Западно-Малобалыкское нефтяное месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской низменности. В административном отношении месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 100 км к юго-западу от г. Нефтеюганска. Ближайшими населенными пунктами являются пос. Лемпино и Милясово, расположенные на р. Большой Балык, г. Пыть-Ях и пос. Пойковский.



    Рисунок 1.1 - Территориальное расположение лицензионного участка (ЛУ) Западно-Малобалыкского месторождения

    Непосредственно в районе месторождения геологоразведочные работы начаты в 1966 году. Основным объектом разведки являлось Малобалыкское месторождение. Отдельного проекта на разведку Западно-Малобалыкского месторождения не составлялось. Поисковое бурение в пределах рассматриваемого месторождения начато в 1984 году. Промышленная нефтеносность установлена скважинами 12-р и 21-р в 1985 году. По состоянию на 01.01.2005 г. на месторождении пробурено 18 поисково-разведочных скважин. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях пластов АС4, БС2, БС8 и ачимовской толще. В настоящее время продолжается эксплуатационное разбуривание месторождения. Западно-Малобалыкское месторождение полностью охвачено съемкой 3Д, обработка и интерпретация материалов 3Д сейсморазведки завершены в 2003 г.

    В опытно-промышленную разработку месторождение введено в 1999 году. Разрабатывается ООО "Западно-Малобалыкское".

    Район работ характеризуется неблагоприятными горнотехническими условиями, обусловленными сильной заболоченностью территории и обводненными торфяниками мощностью до 5-6 м. Для обустройства месторождений, строительства дорог, оснований под кустовое бурение используют песок. Пески мелкозернистые серого, желто-серого цвета, с прослоями супеси и суглинка.

    В нефтегазоносном отношении месторождение располагается в пределах южной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской области в границах лицензионного участка № 10 площадью 201 км2 (рисунок 1.1). Непосредственно к ЛУ Западно-Малобалыкского месторождения примыкают разрабатываемые крупные месторождения нефти: Малобалыкское с востока, Петелинское с севера.

    1.2. Краткая геологическая характеристика месторождения


    Геологический разрез в пределах Западно-Малобалыкского месторождения представлен двумя мегакомплексами - доюрским основанием и мезозойско-кайнозойским платформенным чехлом.

    Мезозойская эратема, MZ

    Юрская система, J

    Доюрский комплекс. В юрских отложениях как самостоятельные структурно-седиментационные комплексы выделяются три толщи: горелая свита преимущественно раннеюрского возраста, среднеюрская тюменская свита и составляющие единый комплекс средне-позднеюрско-раннемеловые абалаксакая, васюганская, георгиевская и баженовская свиты. Названные структурно-стратиграфические комплексы отличаются внутренним строением, характером дислокаций, набором и сочетанием слагающих их литотипов и разделены поверхностями региональных несогласий

    Нижний отдел, J1

    Плинсбахский, J1p

    Горелая свита плинсбах-тоар-раннеааленского возраста представлена неравномерным переслаиванием темно-серых аргиллитов, серых алевролитов и светло-серых крупнозернистых песчаников, залегающих над пачкой базальных конгломератов, распространенных в основании свиты. Мощность свиты около 150 м.

    Средний отдел, J2

    Ааленский, J2a

    Тюменская свита аален-байос-батского возраста составляет основной объем юрских отложений. Свита состоит из чередования алеврито-глинистых и песчаных пачек и разделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты.

    Нижняя подсвита представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, преимущественно мелко- и среднезернистых, крепко сцементированных, как правило, полимиктовых, светло-серых. Песчаники часто неравномерно карбонатизированы. Алевролиты несколько более темные, серые, карбонатизированы в меньшей степени. Аргиллиты темно-серые до почти черных. Толщина подсвиты 60-100 м.

    Средняя подсвита представлена переслаиванием преимущественно песчаников с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники светло-серые, относительно крепкие, участками карбонатизированные, мелко-среднезернистые, с углефицированными мелкими растительными остатками, часто образующими скопления по напластованию пород. Толщина подсвиты 60 – 80 м.

    В верхней подсвите распространены серые песчаники и аргиллиты темно-бурые, часто с примесью алевритовых и песчаных частиц различной размерности, на глинистом и карбонатном цементах, слюдистые, полимиктовые, с углефицированным детритом. Толщина подсвиты 100 – 120 м.

    Верхний отдел, J3

    Абалакская (келловей–киммеридж), васюганская (келловей-оксфорд), георгиевская (киммеридж) и баженовская (титон-ранний берриас) свиты венчают разрез юрских отложений. Отложения, сформировавшиеся в келловей-ранне-берриасское время, на подавляющей части территории развития характеризуются пониженными мощностями и возрастанием глинистой составляющей снизу вверх.

    Кеммериджский, J2km

    Абалакская свита (келловей-киммеридж) трансгрессивно залегает на отложениях тюменской свиты и согласно перекрывается баженовской свитой. Нижняя часть свиты сложена аргиллитами темно-серыми до коричневато-черных, с оолитами лептохлоритов и сидерита. Верхняя часть свиты представлена аргиллитами темно-серыми до черных, с глауконитом и манганокальцит-сидеритовыми конкрециями, с остатками двустворок, белемнитов, аммонитов, брахиопод. Толщина свиты 30-40 м.

    Оксфордский, J2o

    Васюганская свита (келловей-оксфорд) состоит из двух частей: нижней и верхней подсвит.

    Нижняя подсвита сложена аргиллитами темно-серыми, тонкослоистыми, известковистыми. Верхняя подсвита представлена переслаиванием алевролитов с глинистыми породами. Далее на восток за пределами изучаемой территории к отложениям верхней подсвиты приурочен сложенный преимущественно песчаными разностями горизонт ЮС1.

    Кеммериджский, J3km

    Георгиевская свита (киммеридж) сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, с зеленоватым оттенком, иногда встречаются прослои известковистого песчаника. Породы содержат многочисленную фауну. Толщина свиты порядка 3 м.

    Титонский, J3tt

    Породы баженовской свиты (титон-ранний берриас) являются одним из самых выдержанных литологических и стратиграфических реперов и представлены буровато-черными битуминозными аргиллитами, иногда плитчатыми, часто массивными с тонкими прослоями глинистого материала и известняков, с вкраплениями пирита, с большим количеством органического материала. К баженовской свите приурочен пласт ЮС0. Он образовался в центральной наиболее глубоководной части морского бассейна. Глинистые коллекторы пласта ЮС0 имеют сложный характер распространения, обусловленный как микрослоистостью и листоватостью пород, так и тектонически напряженными зонами (зоны деструкций, растяжения, сжатия). На Западно-Малобалыкском месторождении в скважине 12 из интервала баженовской свиты получен приток нефти. Толщина свиты 30-50 м.

    Меловая система, К

    На Западно-Малобалыкском месторождении выделяются ахская и черкашинская свиты. Отложения черкашинской свиты перекрываются породами алымской свиты.

    В меловое время палеогеографическая обстановка была сложной, но в целом характеризовалась развитием озерно-аллювиальных и дельтовых равнин. Если образование ачимовской пачки происходило в условиях бокового заполнения глубоководного морского бассейна и связано также с турбидитами и придонными течениями, то выше по разрезу уже залегают осадки дельты (пласты БС), на активно растущих поднятиях формировались бары, барьерные острова и косы.

    Нижний отдел, К1

    Ахская свита (поздний берриас, валанжин, готерив) представляет собой мощный дельтовый комплекс отложений. Отложения свиты согласно залегают на битуминозных породах баженовской свиты и согласно перекрываются образованиями черкашинской свиты. Свита литологически разделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. В составе нижней подсвиты снизу вверх выделяются нижняя глинистая пачка, ачимовская толща, средняя глинистая толща, верхняя песчано- глинистая толща и пимская пачка глин.

    Берриасский, К1b

    Нижняя глинистая пачка, называемая подачимовской, сложена глинами уплотненными темно-серыми, прослоями почти черными с коричневатым оттенком, доля которых значительно увеличивается вблизи границы с породами баженовской свиты. Толщина пачки 10-50 м.

    Валанжинский, К1v

    Ачимовская толща перекрывает нижнюю пачку согласно, либо с размывом. Взаимоотношения с перекрывающими отложениями весьма сложные. Внутри нее выделяются отдельные линзовидные песчаные тела, образовавшиеся за счет выноса терригенного материала вниз по склоновым каналам к подножию шельфового склона.

    Толща слагается 3 пачками песчаников и алевролитов, переслаивающимися с глинистыми пачками с характерной полосчатой горизонтальной слоистостью. Толщина отдельных пластов достигает 30 метров. На Западно-Малобалыкском месторождении нефтеносны пласты Ач1 и Ач2. Общая толщина ачимовской толщи около 150 м.

    Средняя глинистая толща согласно залегает на ачимовских отложениях. Она сложена уплотненными глинами темно-серыми, тонкоотмученными, горизонтально слоистыми с многочисленными линзами и гнездами светло-серых мелкозернистых алевролитов. Общая толщина глин 120-150 м.

    Верхний отдел, К2

    Верхняя подсвита слагается ритмичным чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов, причем преобладают глинистые породы. Здесь обособляются пласты АС12, АС11, АС10, АС9 и АС8. Толщины песчано-алевритовых пластов изменяются от 5 до 20 м. В кровле подсвиты залегает глинистая пачка толщиной 10-15 метров, которая отделяет ахскую свиту от черкашинской. Толщина подсвиты 150-200 м.

    Барремский, К2br

    Черкашинская свита (готерив-баррем) согласно залегает на отложениях ахской свиты и согласно перекрывается образованиями алымской свиты. Сложена ритмичным чередованием песчано-алевритовых пластов и алеврито-глинистых пачек. При этом обособляются пласты АС7, АС6, АС5 и АС4, причем все они весьма изменчивые и невыдержанные. Общая толщина свиты составляет 80-100 м.

    Покурская свита апт-сеноманского возраста объединяет верхи нижнего и низы верхнего отдела меловой системы. В пределах описываемого района граница между этими отделами проводится очень условно внутри покурской свиты. Отложения свиты представлены мощной толщей (около 800 м) неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород.

    Отложения кузнецовской, березовской и ганькинской свит объединены в дербышинский надгоризонт.

    Туронский, К2t

    В нижней части кузнецовской свиты (турон) залегают черные аргиллитоподобные глины морского генезиса. Вверх по разрезу отмечается последовательное осветление окраски глин до серого цвета. С туронскими глинами связан региональный сейсмический горизонт Г. Толщина свиты около 50-70 м.

    Коньякский, К2k

    Березовская свита (коньяк-сантон) подразделяется на две части. Нижняя подсвита сложена голубовато-серыми, плотными, слабоглинистыми опоками и темно-серыми глинами с остатками фауны. Верхняя представлена зеленовато-серыми опоковидными глинами. Толщина березовских отложений 140-160 м.

    Маастрихсткий, К2m

    Ганькинская свита (маастрих) завершает разрез меловой системы. Отложения свиты представлены глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящими в мергели. В породах встречается глауконит и конкреции сидерита. Толщина свиты 30-40 м.

    Палеогеновая система, Р

    Палеоцен, Р1

    Нижний, Р11

    В нижней части системы выделяются осадочные образования талицкой свиты. Они представлены монтмориллонитовыми глинами темно-серого цвета. В верхней части рассматриваемой толщи отмечаются линзовидные включения алевритового материала, кварц-глауконитовых песчаников. Толщина свиты составляет 120 – 140 м.

    Перекрывают данные отложения породы люлинворской свиты. Они представлены толщей светло-серых (прослоями почти белых) глин, местами со слабым зеленоватым оттенком. В нижней части свиты преобладают опоковидные глины, в верхней - диатомитовые. Толщина свиты составляет около 200 м.

    Верхний, Р12

    Морскую часть разреза палеогеновой системы завершают отложения тавдинской свиты. Свита представлена глинами серого и зеленовато-серого цветов (местами до зеленого) с тонкослоистой (до листоватой) текстурой с остатками листьев и стеблей растений. Толщина свиты составляет около 140 – 160 м.

    Эоцен, P2

    Нижний, Р21

    разрез континентальной части палеогеновой системы начинается отложениями атлымской свиты, представленной кварцевыми разнозернистыми песками с прослоями и линзами песчаных глин с остатками стеблей, листьев растений и лигнита. Толщина свиты составляет около 80 м.

    Средний, P22

    Выше залегают отложенияновомихайловской свиты, которые представлены глинами серого, коричневато-серого и зеленовато-серого цветов, комковаты. Толщина свиты колеблется в диапазоне от 80 до 100 м.

    Верхний, P23

    Отложениятуртасской свиты завершают разрез палеогена. Они представлены преимущественно кварцевыми песками и алевритами, содержащими включения глауконита и прослои диатомитов. Толщина свиты изменяется в интервале от 60 до 100 м.

    Четвертичная система, Q

    Плейстоцен Qp

    Четвертичная система. Отложения четвертичной системы с размывом и несогласием перекрывают отложения туртасской свиты и представлены аллювиальными и озерно-алювиальными песками, глинами, галечниками, супесями. Встречаются прослои торфа толщиной до 4-6 м. Толщина системы в среднем составляет 70-80 м.

    1.3. Характеристика продуктивных пластов


    Ачимовская толща литологически представлена песчаниками и алевролитами с редкими прослоями аргиллитов. Перекрываются ачимовские отложения мощной (200-250 м) толщей глин. Породы-коллекторы, в основном, алевролиты мелкозернистые, алевритистые, редко встречаются прослои крупнозернистых алевролитов. Обломочный материал составляет 80 %. Отсортированность обломочного материала, в основном, средняя, присутствуют округлые и угловатые зерна.

    Пласты группы БС8 (БС80,БС81) сложены песчаниками серыми, иногда с буроватым оттенком, в основном, мелкозернистыми, полимиктовыми с прослоями аргиллита темно-серого, алевритистого и слабослюдистого. Цемент кварцево-хлоритовый, реже хлорит-гидрослюдистый, по типу пленочно-поровый, конформно-пленочный и составляет 10-20 % поверхности шлифа.

    Коллекторские свойства продуктивных пластов БС80, БС81 охарактеризованы 54 керновыми определениями пористости и 48 определениями проницаемости из четырех скважин (23, 26, 27, 29). Еще в четырех скважинах (22, 24, 25, 1503) керн отобран из водонасыщенных пластов БС82 и БС83.

    Пласты БС2-3 представлены, в основном, песчаниками. В разрезе встречаются маломощные прослои и линзочки алевролитов и аргиллитов. Коллекторами пластов являются песчаники серые, мелкозернистые, алевритистые, полимиктовые с глинистым цементом. Размер обломочной части от 0,06 до 0,25 мм, редко 0,4 мм. Форма обломков - полуокатанная. Количество глинистого цемента составляет 3-5 %.

    Покрышкой для пласта БС2 служит глинистая толща, включающая в себя заглинизированные породы пласта БС1 и аргиллиты пимской пачки, толщиной до 50 м.

    Пласты группы АС4 литологически представлены алевритистыми песчаниками и песчаными алевролитами с прослоями аргиллитов. Покрышкой пласта АС4 является толща аргиллитов алымской свиты толщиной до 100 м.

    Породы-коллекторы разнозернистые, от мелко- до среднезернистых песчаников и алевролитов. Обломочный материал, составляющий более 80 % породы, угловатой или полуокатанной формы, средней или слабой отсортированности. Содержание фракций пород-коллекторов по пластам представлено на рисунке 1.2.



    Выводы:

    1. По керновым свойствам продуктивных пластов: АС4, БС2, БС8, ачимовские отложения лучшим является пласт АС4.

    2. Пласты БС2, БС8 характеризуются несколько меньшими значениями пористости и проницаемости.

    1.4. Свойства пластовых жидкостей и газов


    Физико-химические свойства пластовых флюидов определены по пластам АС4, БС2, БС8 и ачимовской толщи.

    Поверхностные пробы отобраны из всех пластов.

    Отбор глубинных проб произведен из пластов АС4, БС2 и БС8. Наибольшее количество проб отобрано из пласта БС8. Пласт БС2 охарактеризован всего 4 глубинными пробами из 2 скважин. Глубинные пробы из ачимовской толщи вообще не отбирались.

    Пластовое давление, давление насыщения, газовый фактор, плотность пластовой нефти и пластовая температура снижаются, а вязкость и плотность пластовой нефти увеличиваются по мере уменьшения глубины залегания пластов. Нефти недонасыщены газом, давление насыщения значительно ниже пластового.

    Нефти в пластовых условиях характеризуются как маловязкие: средние значения вязкости нефти в пластовых условиях меняются по пластам в пределах от 1,24 до 2,78 мПа.с.

    Молярная доля метана в пластовой нефти – от 16,34 % до 20,78 %, молекулярная масса нефтей – от 147,0 до 198,5. Газ, выделяющийся при однократном разгазировании, является жирным: молярная доля метана в нем составляет от 48,50 % до 72,52 %.

    Дегазированные нефти легкие: (плотность нефти ачимовской пачки 848 кг/м3) и средние (865,7, 866,2 и 878,0 кг/м3 для пластов БС2, БС8 АС4 соответственно); малосмолистые (от 7,16 % до 9,87 %), парафинистые (от 2,11 % до 3,14 %), сернистые (от 1,18 % до 1,46 %).

    Согласно классификации природных вод по В.А. Сулину, воды пласта АС4 относятся к хлоркальциевому типу. Воды пластов БС2, БС8 и ачимовской пачки относятся к гидрокарбонатнонатриевому типу.

    рН колеблется от 7,3 до 7,8.

    Минерализация пластовых вод - от 8,9 до 18,3 г/л. Вязкость воды в пластовых условиях – от 0,36 до 0,41 мПа·с.

    2. Технико-технологическая часть

    2.1 Характеристика состояния разработки месторождения


    Опытно-промышленная разработка Западно-Малобалыкского месторождения начата в 1999 г., разбуривание эксплуатационными скважинами начато с южной части пласта АС4 и северной части пласта БС8 в районе разведочной скважины 21. В процессе бурения был обнаружен пласт БС2, опытно-промышленная разработка которого началась в 2000 г. Разработка эксплуатационных объектов ведется с поддержанием пластового давления.



    Рис. 2.1. – Динамика разработки меторождения

    За 2004 г. по месторождению добыто 2297 тыс.т нефти и 4344 тыс.т жидкости, средний дебит нефти составил – 83,4 т/сут, жидкости – 157,8 т/сут, обводненность продукции – 47,1 %. Основная доля добычи нефти в общем объеме приходится на объект БС8 – 1141 тыс.т или 50 % , на АС4 – 794 тыс.т (34 %), БС2 – 362 тыс.т (16 %). Динамика разработки месторождения представлена на рисунке 2.1.

    2.2 Структура фонда скважин и их основные показатели работы


    Пласт АС4. По состоянию на 01.01.2005 г. пробуренный фонд составил 50 скважин, в том числе: добывающих – 24, нагнетательных – 26 (из них восемь скважин находятся в отработке на нефть). Действующий фонд добывающих скважин составил 32 ед., среди них две скважины фонтанные, остальные оборудованы ЭЦН.

    Накопленная добыча нефти на 01.01.2005 г. составила 1800 тыс.т или в среднем 36 тыс.т на одну скважину. Из 44 скважин, перебывавших в добыче, 18 скважин имели безводный период работы. Максимальный отбор нефти 100 – 175 тыс.т осуществлен из 5 скважин пласта (1504, 1510, 31р, 416, 430).

    Накопленная добыча жидкости составила 2808 тыс.т или в среднем 56,2 тыс.т на одну скважину. Распределение скважин по накопленной добыче приведено на рисунке 2.2.



    Рис 2.2 – Распределение скважин по накопленной добыче нефти и жидкости пласта АС4

    Средний дебит жидкости составляет 151 т/сут (дебит нефти 63 т/сут), в том числе по скважинам с ГРП 183 т/сут (75 т/сут), по остальным 88 т/сут (32 т/сут). Распределение действующих добывающих скважин по дебитам жидкости и обводненности на 01.01.2005 г. представлено на рисунке 2.3.



    Рис. 2.3 - Распределение действующих добывающих скважин по дебитам жидкости и обводненности

    Пласт БС2. По состоянию на 01.01.2005 г. пробуренный фонд составил 25 скважин, в т. ч. добывающих 11, нагнетательных – 14 (из них три находятся в отработке на нефть). Все добывающие скважины (14 ед.) оборудованы ЭЦН.

    Накопленная добыча нефти на 01.01.2005 г. составила 1137 тыс.т или в среднем 43,7 тыс.т на одну скважину. Накопленная добыча нефти за данный период составила 19 тыс.т. Накопленный отбор более 100 тыс.т нефти имеют 5 скважин, максимальный накопленный отбор 140-180 тыс.т имеют две скважины 523, 524.

    Накопленная добыча жидкости на 01.01.2005 г. составила 2590 тыс.т или в среднем 99,6 тыс.т на одну скважину. Максимальный отбор (250 – 350 тыс.т) имеют 4 скважины (18,2 %) – 403, 523, 524, 1503.



    Рис 2.4 – Распределение скважин по накопленной добыче нефти и жидкости пласта БС2

    Распределение действующих скважин по накопленной добыче нефти и жидкости пласта БС2 представлено на рисунке 2.4.

    Максимальный среднесуточный дебит нефти составляет 126,7 т/сут в интервале обводненности 50 – 60 % (среднее значение 54 %). Минимальный среднесуточный дебит нефти составляет 15 т/сут в интервале обводненности 80–90 % (среднее значение 84,5 %).

    Пласт БС8. Пробуренный фонд составляет 76 скважин, в т.ч. добывающих 40, нагнетательных 36 (из них 21 находится в отработке на нефть). По состоянию на 01.01.2005 г. эксплуатационный фонд состоит из 56 добывающих и 15 нагнетательных скважин. В действующем фонде числится 54 добывающие скважины. Степень механизации составляет 96,3 %, фонтаном эксплуатируются 2 скважины. В бездействующем фонде числится скважина 420 (по причине высокого обводнения продукции), в ожидании освоения - скважина 587.

    Накопленная добыча нефти на 01.01.2005 г. составила 2009 тыс.т, в среднем 28,3 тыс.т на одну скважину, перебывавшую в добыче. Из 71 скважины, перебывавшей в добыче на пласт БС8, только 18 скважин имели безводный период, остальные скважины вступали в работу с обводненностью 1 – 90 %. Накопленная добыча нефти за безводный период составила 143 тыс.т (7 % от накопленной добычи нефти по пласту). Распределение скважин по накопленному отбору представлено на рисунке 2.5. Более половины фонда скважин (39 ед.), перебывавших в добыче, имеют накопленный отбор до 20 тыс.т, в основном, это скважины, вступившие в эксплуатацию в течение 2003 – 2004 гг. Более 28 % (20 скважин) имеют накопленную добычу 20-50 тыс.т; 12 скважин (16,9 %) – 50 – 200 тыс.т, из них две скважины 443, 824 имеют максимальный накопленный отбор 183 и 110 тыс.т, соответственно.



    Рис. 2.5. - Распределение скважин по накопленной добыче нефти и жидкости пласта БС8

    Средний дебит нефти по пласту составляет 95,6 т/сут. На рисунке 2.6. представлено распределение работающих скважин по дебиту нефти. Как видно дебит нефти менее 15 т/сут имеют 7 скважин (12,3 %). С дебитом 15 – 45 т/сут работают 13 скважин (22,8 %), 45 – 100 т/сут – 18 скважин (31,6 %). Треть фонда (19 скважин) имеют дебит нефти от 100 до 285 т/сут, с максимальным дебитом более 250 т/сут работают 2 скважины 861, 527.



    Рис. 2.6. - Распределение работающих скважин по дебиту нефти. Пласт БС8

    Распределение действующих скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2005 г. представлено на рисунке 2.7. При средней обводненности продукции 34,2 %, половина фонда 28 скважин (49,1 %) обводнены до 20 %, на их долю приходится 64 % суммарной суточной добычи нефти. 12 скважин имеют обводненность продукции от 20 до 40 %, на них приходится более 25 % суммарной добычи нефти, такое же количество скважин работают с обводненностью 80-98 %, но на их долю приходится всего лишь 3,5 % суточной добычи нефти.



    Рис. 2.7. - Распределение действующих скважин по дебитам жидкости и обводненности пласта БС8

    Основной фонд 37 скважин работают с дебитом жидкости 50 – 200 т/сут при средней обводненности продукции 31 % и на них приходится 58 % суммарной суточной добычи нефти. С дебитом жидкости более 200 т/сут работают 14 скважин (24,6 %) и на них приходится более 41 % суммарной суточной добычи нефти. Из них 3 скважины имеют дебит жидкости более 300 т/сут, средняя обводненность этих скважин 65,4 %.

    1. Техника и технология добычи нефти

    3.1 Анализ работы добывающего фонда скважин


    Пласт АС4. По состоянию на 01.01.2005 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 32 скважины, из них 30 оборудованы ЭЦН (все скважины в работе), фонтанный фонд состоит из 2 скважин (обе скважины остановлены).

    Пласт БС2. По состоянию на 01.01.2005 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 14 скважин. Все скважины оборудованы установками ЭЦН. Бездействующих скважин нет.

    Пласт БС8. По состоянию на 01.01.2005 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 56 скважин, из них 54 снабжены ЭЦН. Четыре скважины (527, 572, 824, 854 остановлены в текущем месяце), одна скважина 420 – в бездействии прошлых лет, 587 – в ожидании освоения. Фонтанный фонд состоит из 2 скважин (обе скважины 412 и 421 остановлены в текущем месяце).

    На рисунке 3.1 представлена диаграмма распределения скважин по состоянию в целом по месторождению.


    Рис. 3.1. - Распределение скважин по состоянию по месторождению в целом

    Распределение механизированного фонда в целом по месторождению представлено на рисунке 3.2.



    Рис. 3.2. - Распределение механизированного фонда в целом по месторождению

    Разработка продуктивных пластов Западно-Малобалыкского месторождения осуществляется фонтанным и механизированным способом. Для подъема продукции на поверхность при механизированном способе эксплуатации скважин используются установки электроцентробежных насосов отечественного производства.

    3.2 Обоснование и выбор способа эксплуатации


    На всех пластах планируется отработка новых нагнетательных скважин на нефть. Все планируемые параметры приведены с учетом этого. Вводимый в эксплуатацию фонд добывающих скважин на пласт АС4 характеризуется коэффициентами продуктивности от 0,15 до 2,27 (среднее значение 0,4 м3/(сут·атм)), небольшой глубиной залегания продуктивного пласта (среднее значение 1958 м), дебитом от 19 до 300 м3/сут (среднее значение 52 м3/сут). С 2006 г. по 2012 г. планируется ввести 97 скважин. Все эти скважины предполагается оборудовать УЭЦН.

    Вводимый в эксплуатацию фонд добывающих скважин на пласт БС2 характеризуется коэффициентами продуктивности от 0,14 до 1,64 (среднее значение 0,45 м3/(сут·атм)), большой глубиной залегания продуктивного пласта (среднее значение 2220 м), дебитом от 22 до 254 м3/сут (среднее значение 68 м3/сут). С 2006 по 2008 гг. планируется ввести 52 скважины. Все эти скважины предполагается оборудовать УЭЦН.

    Вводимый в эксплуатацию фонд добывающих скважин на пласт БС8 характеризуется коэффициентами продуктивности от 0,12 до 1,34 (среднее значение 0,37 м3/(сут·атм)), большой глубиной залегания продуктивного пласта (среднее значение 2382 м), дебитом от 20 до 218 м3/сут (среднее значение 60 м3/сут). С 2005 по 2012 гг. планируется ввести 95 скважин. Все эти скважины предполагается оборудовать УЭЦН.

    Часть скважин Западно-Малобалыкского месторождения вводимого в эксплуатацию из бурения и перевода на другой объект эксплуатации будет оборудована установками ЭЦН с низкой производительностью (УЭЦН 18). Эксплуатация малодебитных ЭЦН связана с тяжелым температурным режимом погружного электродвигателя из-за малых расходов омывающей жидкости. В данном случае будет эффективным использование вентильных двигателей. Согласно ТУ 341471-004-39356121-01, вентильный двигатель типа КП ЭЦН ВД для погружных насосов обеспечивает регулирование частоты вращения в диапазоне от 500 до 3500 об/мин (от 8 до 60 Гц), что обеспечивает изменение подачи ЭЦН в широких пределах. Кроме того, за счет более высокого КПД у вентильных двигателей более низкие значения минимальной скорости охлаждающей жидкости (0,04 м/с), что упрощает их использование при малых дебитах. Необходимо использовать термостойкий удлинитель (до 180 оС) и термостойкие вставки между удлинителем и основной длиной кабельной линии до 600 метров.

    Для повышения эффективности эксплуатации скважин необходимо проводить воздействие на призабойную зону пласта методом длительных управляемых депрессий. Данная технология позволяет восстановить коллекторские свойства ПЗП за счет выноса из пористой среды кольматанта, продуктов химических реакций и т.д. Технология применяется при освоении скважин из бурения, а также в процессе эксплуатации в рамках геолого-технологических мероприятий.
    3.3 Осложнения при эксплуатации. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
    Основные осложняющие факторы - это мехпримеси, соли и парафины. Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующееся в условиях обводнения добываемой продукции.

    Для предотвращения отложения солей в нефтепромысловом оборудовании широко применяют технологические и химические способы.

    Воздействие мехпримесей на установку ЭЦН происходит с момента пуска до прекращения работы. Надо отметить, что на месторождении пуск скважин производят с помощью частотных преобразователей с низких частот (от 30 Гц). В случае, если во время вывода на режим по какой-то причине остановили установку, то при повторном пуске может произойти заклинивание установки. Так же по мере увеличения рабочей частоты происходят периодические выбросы мехпримесей. Все это может быть объяснено "накоплением" мехпримесей в зоне малых скоростей на выкиде насоса. Рекомендуется перед спуском оборудования проводить промывку скважин до прекращения поступления мехпримесей из скважины, ниже сбивного клапана применять шламоуловители типа "труба в трубе".

    1. Охрана труда и окружающей среды

    4.1 Техника безопасности при эксплуатации УЭЦН (УШГН)


    Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, Правилами технической эксплуатации электроустановок, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

    Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил.

    1. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.

    2. Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.

    3. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.

    4. Установка включается и выключается нажатием на кнопки "Пуск" и "Стоп" или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию I группы и прошедшим специальный инструктаж.

    5. Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станции управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке "рубильник-предохранитель", со снятыми предохранителями двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже III группы.

    6. Кабель от станций управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

    7. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

    8. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000В.

    9. Менять блок "рубильник-предохранитель" и ремонтировать его непосредственно на станции управления можно только при отключении напряжения сети 380В от станции управления (отключение осуществляется персоналом квалификации не ниже III группы на трансформаторной подстанции 6/0,4 кВ).

    10. При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.

    11. Устье скважины оборудуется в соответствии с требованиями. Проходное отверстие для силового кабеля должно иметь герметичное уплотнение.

    12. Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о -давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.

    13. Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.

    14. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

    15. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с.

    16. Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

    17. При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости.

    18. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

    19. Устье скважины, эксплуатирующейся насосами, должно быть оборудовано сальниковым устройством.

    20. Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

    21. Погружной агрегат на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов.

    22. При спуске и подъеме погружного агрегата на устьевом фланце скважины следует устанавливать приспособление, предохраняющее кабель от повреждения.

    4.2. Охрана недр


    При бурении скважин основными источниками воздействия на недра (геологическую среду) являются все технологические операции, связанные с бурением, аварийные ситуации, а также технологические продукты и отходы производства бурения, циркулирующие и накапливающиеся в поверхностных сооружениях (амбарах и т.д.)

    К бурению намечены наклонно-направленные добывающие и нагнетательные скважины, а также боковые стволы с горизонтальным участком из существующих скважин. С учетом геолого-физических характеристик горных пород приняты конструкции скважин, предложенные в предыдущих проектных документах.

    Бурение предлагается проводить с кустовых площадок отечественными буровыми установками Уралмаш-3200 ЭУК-1М (БУ 3200/225ЭК-БМ) или аналогичными, оснащенными замкнутой циркуляционной системой бурового раствора и укомплектованной техническими средствами, обеспечивающими его качественную очистку.

    В конструкции кустовой площадки предусматриваются амбары для сбрасывания и хранения бурового шлама. Их рекомендуется по возможности размещать в плотных грунтах с учетом гидрогеологических условий рельефа местности, и обеспечением надежной гидроизоляции.

    Главным требованием к качеству вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения скважин является максимальное сохранение их естественных коллекторских свойств. С точки зрения экологии конструкция скважины должны обеспечить:

    - охрану от загрязнения поверхностных и грунтовых вод хозяйственно-питьевого назначения;

    - охрану недр путем надежного разобщения флюидосодержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки нефти, газа и минерализованных вод между пластами или их выход на поверхность;

    - предупреждение нефтегазопроявлений или выбросов нефти и газа в окружающую среду.

    Буровой раствор должен обеспечивать успешность проводки скважины в части:

    обеспечения устойчивости стенки скважины;

    сохранения в максимально возможной степени коллекторских свойств продуктивных пластов;

    минимального воздействия на окружающую среду, особенно в зонах приоритетного природопользования, что является основным требованием при производстве буровых работ.

    После длительной эксплуатации скважины в ней необходимо провести ремонтно-изоляционные работы. Характерными видами капитального ремонта скважины является устранение посторонней воды из скважины и ввод скважины в эксплуатацию. Причинами прорыва посторонней вода в скважину являются:

    - некачественное цементирование эксплуатационной колонны в процессе бурения, вследствие чего отсутствует полная изоляция нефтеносных горизонтов от водоносных;

    - разрушение цементного кольца в затрубном пространстве или цементного стакана на забое эксплуатационной колонны;

    - наличие в теле колонны трещин, раковин.

    При капитальном ремонте скважин для перекрытия путей движения изолируют верхние, нижние, подошвенные и пластовые воды. После установления места притока изоляцию посторонней воды производят заливкой цементного раствора. Подготовка к цементированию ведётся так же, как в обычных случаях.

    Ранее эксплуатируемый объект разобщают от вновь вводимого путём создания в колонне цементного моста над оставляемым горизонтом. Основное внимание уделяется изоляции оставляемого горизонта от проникновения воды, в особенности, если она высоконапорная. Во всех случаях при производстве возвратных работ, после установления надёжного цементного стакана на заданной глубине скважину испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня.

    В процессе эксплуатации месторождения требуется обеспечить контроль за выработкой запасов, учётом добываемой продукции и ее потерями, то есть необходим учёт комплексности использования минерально-сырьевых ресурсов. Контроль за разработкой пластов месторождения, как и в настоящее время, будет осуществляться путём периодического замера дебитов, обводнённости добываемой продукции и пластового давления, состояния герметичности эксплуатационных колонн.

    Таким образом, предлагаемые проектные решения, заложенные в настоящей работе, удовлетворяют требованиям по охране недр и рациональному использованию минеральных ресурсов, т.к. они основаны на:

    - достижение планируемых КИН;

    - использование оптимальных способов отработки продуктивных пластов;

    - применение напорной герметизированной системы сбора продукции скважин;

    - недопущение загрязнения недр в процессе бурения скважин и при строительстве объектов и сооружений нефтегазодобычи;

    - использование в производстве нетоксичных материалов;

    - принятии мер по защите эксплуатационной колонны от коррозионного воздействия среды;

    - применение оборудования и трубопроводов на расчетное давление, превышающее давление источника;

    - автоматизации технологических процессов, предотвращающих аварийные ситуации;

    - контроле за разработкой пластов и состоянием скважин и скважинного оборудования;

    - экологически безопасной утилизации (захоронении) остатков и отходов бурения, добычи и переработки;

    - режимном наблюдении за поступлением нефтепродуктов в водоносные горизонты и контролировании показателей химического состава подземных вод.

    Осуществление перечисленного комплекса природоохранных мероприятий по защите недр и рациональному использованию минеральных ресурсов позволит обеспечить экологическую устойчивость геологической среды при строительстве и эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти на территории Западно-Малобалыкского месторождения.

    Заключение


    Таким образом, по итогам выполнения курсового проекта был произведен анализ разработки Западно-Малобалыкского нефтяного месторождения. Проведено исследование географической и геологической характеристики района работ, рассмотрены свойства пластовых жидкостей и газов, проведен анализ техники и технологии добычи нефти, а также приведены методы по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

    На месторождении пробурены 182 скважины, в т. ч. 18 разведочных. Объектами эксплуатации являются 3 пласта: АС4, БС2 и БС8. Хорошие геологические характеристики, механизированная добыча с начала разработки, система ППД, широкомасштабное применение ГРП, оптимизация работы скважинного оборудования обусловили высокие значения текущего дебита жидкости скважин. Средний дебит жидкости месторождения составляет 158 т/сут, дебит нефти – 83 т/сут, обводненность – 47 %.

    Все пласты разрабатываются с поддержанием пластового давления. Текущая компенсация на месторождении равна 103 %, накопленная – 81 %. Средняя приемистость составляет 358 м3/сут.

    Пробуренный фонд скважин Западно-Малобалыкского месторождения в целом выполняет свое назначение. В среднем по месторождению на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 33 тыс.т нефти.

    Основными направлениями по дальнейшей работе с фондом скважин на месторождении являются:

    - увеличение коэффициента эксплуатации скважин путем планирования и осуществления адресных мероприятий по эксплуатационным скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки);

    - оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);

    - широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда.

    Библиографический список


    1. Технологическая схема разработки Западно-малобалыкского месторождения; ООО "Западно-Малобалыкское"; 2005 г.

    2. Справочник по геологии нефти и газа. – М. – Недра. – 1984.

    3. ГОСТ 9965-76. Общие правила и нормы. Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. – Взамен ГОСТ 9965-62; Введ. 01.01.77.-М.:Изд-во стандартов, 1996.

    4. Баишев Б.Ш., Буракова С.В., Чоловский В.И. Сравнительная оценка показателей работы рядных и площадных систем воздействия //Нефтяное хозяйство.-1989.

    5. Гидравлический разрыв пласта. Сборник статей американского общества инженеров-нефтяников. Роберт У.Андерсон, Клауде Е. Кук, Чарльз Л. Вендорф. Глава 6. Закупоривающие агенты и проводимость трещины

    6. Владимиров В. Т, Мухарский Э. Д. Исследование эффективности различных способов заводнения неоднородных пластов. Труды ТатНИПИнефть, выпуск 20.

    7. Баишев Б.Т. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978

    8. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. - М.: Недра, 1992.

    написать администратору сайта