дипломная работа. Бакалаврская работа
 Скачать 2.88 Mb.
|
|
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой ________________ Н.Д. Булчаев « _____» ________________ 20 ___ г. БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА 21.03.01.Нефтегазовое дело 21.03.01.02 Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина Руководитель _____________ доцент, к. т. н. Е.В. Безверхая подпись, дата Выпускник _____________ Е.Р. Задерей подпись, дата Консультант: Экономическая часть ___________ Е.В. Безверхая подпись, дата Безопасность и экологичность ___________ Е.В. Мусияченко подпись, дата Нормоконтролер ___________ С.В. Коржова подпись, дата Красноярск 2017 2 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой ________________ Н.Д. Булчаев « _____» ________________ 20 ___ г. ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ в форме бакалаврской работы 3 Студенту Задерею Евгению Родионовичу Группа ГБ 13-03 21.03.01.Нефтегазовое дело 21.03.01.02 Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти Тема выпускной квалификационной работы: Анализ и повышение эффективности разработки месторождения им. Ю. Корчагина Утверждена приказом по университету № 6477/с 22.05.2017 г. Руководитель ВКР доцент, канд. техн. наук Е.В. Безверхая, каф. РЭНГМ ИНИГ СФУ. Исходные данные для ВКР: пакет технической, технологической и нормативной информации по нефтегазоконденсатному месторождению им. Ю. Корчагина, тексты и графические материалы отчетов и исследовательских работ, научная литература, отчеты о научно-исследовательской работе. Перечень разделов ВКР 1 Геология месторождения; 2. Технологическая часть; 3. Специальная часть; 4. Экономическая часть; 5. Безопасность и экологичность. Перечень графического материала 1. Обзорная схема расположения месторождения им. Ю. Корчагина; 2. Структурная карта по нефтегазоносным горизонтам; 3. Принципиальная схема компоновки ФБСРП в скважине 11; 4. Вариант адаптивного устройства контроля притока; 5. Принципиальная схема интеллектуального заканчивания скважины 13; 6. Зависимость дебита нефти от депрессии по скважине 116; 7. Показатели ГНО по площади месторождения; 8. Зависимость увеличения ГНО от угла падения вскрытых продуктивных отложений и времени эксплуатации скважины; 9. Зависимость расстояния X (точка пересечения поверхности продуктивного пласта с ГНК и со стволом скважины) от угла наклона пласта (на примере скважины 110); 10. Типовой профиль скважины неокомского яруса, расположенной на ЛСП-1; 11. Зависимость потери давления в стволе скважины неокомского яруса расположенной на ЛСП-1 от дебита жидкости с различными диаметрами НКТ; 4 12. Типовой профиль скважины неокомского яруса расположенной на БК; 13. Зависимость потери давления в стволе скважины неокомского яруса расположенной на БК от дебита жидкости с различными диаметрами НКТ; 14. Типовой профиль скважины волжского яруса; 15. Зависимость потери давления в стволе скважины волжского яруса от дебита жидкости с различными диаметрами НКТ; 16. Зависимость потери давления в стволе типовой скважины от дебита газа эксплуатирующую газовую шапку неокомской залежи; 17. Результаты расчета минимального значения дебита газа для проектных газовых скважин неокомского яруса, обеспечивающего вынос жидкости с забоя. Руководитель _____________________ Е.В. Безверхая подпись Задание принял к исполнению ____________ Е.Р. Задерей подпись « ___ » __________ 20__ г. 5 РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа по теме «Анализ и повышение эффективности разработки месторождения им. Ю. Корчагина» содержит 83 страниц, 17 рисунков, 16 таблиц, 31 источник информации. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ, АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМЫХ МЕТОДОВ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ФОНТАНИРОВАНИЯ, РАСЧЕТ ПРИБЫЛИ, БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА. В данной квалификационной работе рассматриваются особенности разработки месторождения им. Ю. Корчагина. Приведены данные по геологии и состоянию разработки месторождения. Выполнен анализ проектных документов, выявлены причины несоответствия с фактическими показателями, предложены варианты оптимизации процесса добычи. В специальной части проведен расчет оптимального диаметра насосно- компрессорных труб. Освещены вопросы по разделам безопасности и экономической эффективности проекта. 6 СОДЕРЖАНИЕ Введение ....................................................................................................................... 8 1 Геология месторождения ......................................................................................... 9 1.1 Общие сведения о месторождении .................................................................... 9 1.2 Природно-климатические условия района месторождения ......................... 10 1.3 Геолого-физическая характеристика месторождения ................................... 11 1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов ...................................... 13 1.5 Запасы нефти, газа, КИН .................................................................................. 13 1.6 Осложняющие факторы разработки месторождения .................................... 14 2 Технологическая часть ........................................................................................... 15 2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом ........................................................................................................................... 15 2.2 Контроль и регулирование разработки месторождения ............................... 19 2.3 Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов ................................................................................................. 22 2.3.1 Анализ эффективности применяемых методов ........................................ 22 2.3.2 Обоснование применения методов повышения извлечения интенсификации добычи углеводородов ................................................................ 25 2.3.3 Программа применения методов на проектный период .......................... 26 2.3.4 Опытно-промышленные работы на месторождении ................................ 26 2.3.5 Конструкция заканчивания для решения задач регулирования приток ......................................................................................................................... 32 2.4 Анализ выполнения решений предыдущего проектного .............................. 36 документа ............................................................................................................... 36 2.5 Причины и пути минимизации прорыва газа в добыващие скважины .................................................................................................................... 40 2.6 Рекомендации по регулированию разработки ............................................... 45 3 Специальная часть. Определение условий фонтанирования............................. 47 3.1 Выбор оптимального диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ) .......................................................................................................................... 47 7 3.2 Расчет критического дебита газа для выноса жидкости ............................... 55 4 Экономическая часть ............................................................................................. 59 4.1 Расчет стоимости основных производственных фондов .............................. 59 4.1.1 Расчет капиталовложений ........................................................................... 59 4.1.2 Затраты на проектную эксплуатацию ....................................................... 60 4.1.3 Амортизационные отчисления .................................................................. 62 4.2 Расчет прибыли ................................................................................................. 64 5 Безопасность и экологичность ................................................................................ 66 5.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ ................................................................................ 66 5.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ ................................................................................................... 67 5.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого оборудования................................................................................... 69 5.4 Обеспечение безопасности технологического процесса .............................. 70 5.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности ........................... 72 5.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях ................................................................................................................... 76 5.7 Экологичность проекта ..................................................................................... 77 Заключение ................................................................................................................. 79 Список сокращений ................................................................................................... 83 Список использованных источников ...................................................................... 84 8 ВВЕДЕНИЕ Разработка месторождения Юрия Корчагина – это уникальный пилотный проект для Российской Федерации. По данным генерального директора ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть Николая Ляшко, компания комплексно изучила российскую часть Каспийского моря. Была пробурена 21 скважина общей длиной в 52 тыс. м. В результате были выявлены и подготовлены к глубокому бурению 14 перспективных структур с запасами в 810 млн. т. условного топлива. В российской части Каспия было открыто 8 пластовых месторождений углеводородов с суммарными запасами категории С1 + C2 в 1,6 млрд. тонн. Месторождение Юрия Корчагина является первооткрывателем на российском шельфе Каспия. В ходе разработки появились непредвиденные проблемы, такие как преждевременный прорыв воды, опережающий прорыв газа, не совсем подходящий тип заканчивания скважин, невыполнение плановых показателей. Всё это может привести к не достижению запланированного коэффициента извлечения нефти. Поэтому требует тщательного анализа, выявления причин, а также планированию путей по их ликвидации. Так как компанией ЛУКОЙЛ вводится новое месторождение имени В.Филановского, а после ещё 12 перспективных структур, которым понадобится данный накопленный опыт и в частности поможет избежать вышеуказанных проблем. Тем самым в будущем можно будет добиться максимально эффективной и полной добычи нефти из коллекторов Каспия. 9 1 Геология месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении Нефтегазоконденсатное месторождение им. Ю. Корчагина открыто в 2000 г. В 2010 году месторождение введено в промышленную разработку. Месторождение им. Ю. Корчагина находится в российском секторе акватории Каспийского моря. Расстояние до ближайшего берега (дельта р. Волга) составляет около 120 км. Ближайшие морские порты располагаются в г. Астрахани (175 км) и г. Махачкала (250 км). Железнодорожные станции - в г. Астрахань, Махачкала, Кизляр и Дербент. Обзорная схема расположения месторождения им. Ю. Корчагина представлена на рисунке 1.1. Месторождение им. Ю. Корчагина находится в центральной части Северного Каспия на лицензионном участке «Северный», лицензия ШКС 11386 НР от 22.01.2003 г. выдана на срок до 01.04.2023 г. Побережье в районе месторождения на севере граничит с территорией Астраханской области, на востоке - с территорией Казахстана, западная часть – с Калмыкией, юго-западная – с Дагестаном. Регион имеет хорошо развитую промышленную и транспортную инфраструктуру. Вдоль побережья Каспийского моря проходят железная и автомобильная дороги, система магистральных нефте- и газопроводов с КС и НПС. Топливно-энергетическая промышленность представлена тепловыми электростанциями, добычей природного газа и нефти. Имеется судостроительная, судоремонтная, машиностроительная, химическая и другие отрасли промышленности. На сегодняшний день на Каспийском море функционируют три основных порта – Астрахань, порт Оля и Махачкала (Дагестан). Морской торговый порт Оля является наиболее перспективным российским портом на Каспии. Через него осуществляются перевозки грузов по морскому торговому каналу (МТК) "Север-Юг" (соединяющего страны Северной Европы, Россию, Иран и Индию), 10 курсируют паромы на линиях Оля - Ноушахр и Анзали (Иран), Оля – Туркменбаши (Туркменистан). Рисунок 1.1 – Обзорная схема расположения месторождения им. Ю. Корчагина Ближайшими месторождениями на суше, запасы УВ которых утверждены в ГКЗ РФ, являются Астраханское, Олейниковское, Промысловское, Каспийское, Тенгутинское. На море ближайшие месторождения - им. Филановского, Ракушечное, Хвалынское, им. Ю.С.Кувыкина, а также в российской части акватории находится месторождение Инчхе-море с незначительными запасами. 1.2 Природно-климатические условия района месторождения Район месторождения им. Ю. Корчагина относится к зоне континентального климата. Среднегодовая температура равна 10°С, абсолютный минимум наблюдается в январе, феврале (-30°С), абсолютный максимум - в июле, августе (36°С). Минимальные значения температуры воды отмечаются в январе-марте, а максимальные – в июле-августе, средняя температура воды на 11 поверхности моря составляет 12.7°С, максимальная 29.9°С, минимальная 0.6°С. Устойчивое ледообразование наступает к началу января месяца. Средняя продолжительность ледового периода – 100 дней. В районе месторождения в целом за год преобладают ветры юго- восточного направления. Нагонными являются ветры восточного и юго- восточного направлений. Западный ветер и ветры северных румбов – сгонные. Штили наблюдаются редко. Скорость ветра над морем в среднем составляет 10 м/с. За год выпадает осадков в среднем 156 мм, из них за теплый период 50-100 мм, за холодный – 30-70 мм. Минимум осадков приходится на февраль-март (до 10 мм), максимум на июнь-июль (до 22 мм). Осадки в основном выпадают в виде дождя. Годовое количество дней с туманом 123, из них 108 дней приходится на зимний период с ноября по март. Максимальное количество солнечных дней - 107. Величина прилива-отлива не превышает ± 4-7 см. Подъем воды начинается в конце апреля – начале мая. Спад воды заканчивается в конце июля. Высоких волн на исследуемой акватории нет. 1.3 Геолого-физическая характеристика месторождения Всего на месторождении выявлено шесть залежей: одна газовая (палеоген), три газоконденсатных (альб, апт и келловей) и две нефтегазоконденсатные (неокомский надъярус и волжский ярус). Основными эксплуатационными объектами являются нефтегазоконденсатные (НГК) залежи неокомского надъяруса (К1пс) и волжского яруса (J 3 v), которые представлены на рисунке 1.2. Залежь неокомского надъяруса пластовая сводовая. Ее размеры 20,4x4,8 км, в том числе газовой шапки - 19,1x4,2 км. Высота этажа нефтеносности равна 19,9 м, газоносности - 101,7 м. Залежь приурочена к терригенной толще, условно разделенной на три пласта-коллектора. Пласт I сложен преимущественно песчаниками, пласты II, III -алевролитами. Коэффициент песчанистости составляет 0,75, расчлененность - 12. Проницаемость пластов-коллекторов по данным гидродинамических исследований горизонтальных скважин в среднем 12 равна 0,128 мкм 2 , газонефтяной контакт находится на глубине 1517,2 м, водонефтяной контакт находится 1537,1 м. Залежь волжского яруса неполнопластовая сводовая. Ее размеры 5,7x2,3 км, в том числе газовой шапки 3,2x1,7 км, высота этажа нефтеносности равна 19,9 м, газоносности -17,2 м Залежь приурочена к карбонатным отложениям. В кровле пласты представлены каверново-поровыми и неравномерно-поровыми доломитами и известняками, обладающими хорошими коллекторскими свойствами. В подошве волжского яруса залегают плотные доломитизиро- ванные известняки. Коэффициент эффективной толщины равен 0,92, расчлененность - 2. Проницаемость пластов-коллекторов по данным гидродинамических исследований горизонтальных скважин в среднем составляет 0,013 мкм 2 , газонефтяной контакт находится на глубине 1517,2 м, водонефтяной контакт находится 1537,1 м. Рисунок 1.2 – Структурная карта по нефтегазоносным горизонтам 13 1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов Нефти неокомского надъяруса и волжского яруса в пластовых условиях легкие (плотность 807-810 кг/м 3 ), маловязкие (0,52-0,46 мПа-с), с газосодержанием 107,8-118 м 3 /т. Давление насыщения нефти газом равно начальному пластовому на газонефтяном контакте (ГНК) и составляет 16,5-16,6 МПа. Массовое содержание смол в нефти равно 2,7%, асфальтенов 0,1 %, парафинов 9%, солей 10%, механических примесей 0,05%. Температура плавления парафина равна 54 о С. Объёмный выход фракций до 100 о С равен 6%, до 200 о С – 28%, до 300 о С – 52%, до 350 о С – 66%. Газ неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: коэффициент сверхсжимаемости (z) – 0,89, объёмный коэффициент – 0,00633, плотность в условиях пласта – 115,9 кг/м 3 , вязкость в условиях пласта – 0,013 мПа*с, теплоемкость – 60,5 Дж/ о С, молекулярная масса – 19,3 г/моль. Пластовый газ состоит из: двуокиси углерода 0,32%, азота 1,46%, метана 89,14%, этана 4,66%, пропана 1,73%, изобутана 0,25%, н-бутана 0,57%, изопентана 0,20%, н- пентана 0,27%, изогексана 0,15%, н-гексана 0,22%, оставшиеся компоненты (от С 7 и более) – 1,03%. Газовый конденсат неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: плотность (стандартные условия) – 722 кг/м 3 , вязкость (стандартные условия) – 0,54 мПа*с, молекулярная масса – 108 г/моль. Пластовый газовый конденсат состоит из: двуокиси углерода 0,11%, азота 0,08%, метана 14,83%, этана 4,24%, пропана 4,63%, изобутана 1,68%, н-бутана 5,2%, изопентана 3,29%, н-пентана 5,51%, изогексана 3,99%, н-гексана 7,38%, оставшиеся компоненты (от С7 и более) – 49,06%. |