Арланское месторождение. КУРСОВАЯ11111. Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы
 Скачать 382.83 Kb.
|
Промышленная нефтеносность в разрезе терригенного девона установлена в пластах Dкн1, Dкн2 кыновского и пласте DI пашийского горизонта.Коллекторы пластов ТТД сложены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.Пласт Dкн1 не выдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,241), представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен1,0). Коэффициент песчанистости составляет 0,864. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,4м. Пласт Dкн2 еще более не выдержан по площади коэффициент распространения составляет 0,094), представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,0). Коэффициент песчанистости составляет 0,865. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,3м. Пласт DI более выдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,574), состоит из 1-3 прослоев, чаще всего представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,081). Коэффициент песчанистости составляет 0,790. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,4м.1.3 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод Пробы нефти на Югомашевском месторождении отобраны как в поверхностных, так и в глубинных условиях.Нефти среднего карбона близки по своим свойствам. Из них наиболее легкие, менее вязкие нефти из продуктивной пачки Св3, плотности разгазированной нефти по ней равна 0,867 г/см3, тогда как по остальным пачкам она меняется от 0,877 до 0,885г/см3, по пачке Св4 нефть не отобрана. Наиболее вязкие и более тяжелые нефти среди продуктивных пачек среднего карбона в пачке Сбш (плотность равна 0,885 г/см3, давление насыщения равно 4,99 Мпа, вязкость при давлении насыщения 11,37 мПа∙с).Нефти терригенной толщи нижнего карбона близки по физико- химической характеристике. Несколько тяжелее более вязкая нефть, с наименьшим выходом светлых фракций.Попутные газы Югомашевского месторождения имеют плотность 1,204-1,511 кг/м3, содержание метана - 9,87-45,14 %, этана - 8,45-34,62 %, пропана - 9,73-25,41 %, бутанов - 6,09-8,71 %.Газы жирные, тяжелые, азота содержится до 23,15%, углекислого газа - 0,17 - 2,4%.Содержание гелия по имеющимся анализам некондиционно и равно 0,011 - 0,025 % моль (Св3 - 0,025 %, Сбш - 0,0125 %, CII - 0,011 %).По продуктивным пачкам среднего карбона в поверхностных условиях отобраны 353 пробы, наиболее изучены нефти пачки Сбш. Нефти в поверхностных условиях имеют среднюю плотность (0,882-0,896 г/см2), вязкость равна 19,96-43,46 мм2/с, содержание серы равно 1,91-3,14 %, смол 18,1-27,14 %, парафина 2,4-4,66 %, фракции до 150С изменяются от 10,3 до 18 %. Плотность нефтей по пластам ТТНК изменяется от 0,893-0,913 г/см3, более тяжелые нефти пластов CV и CVI. Вязкость изменяется по пластам от 51,85 до 159,1 мм2/с, содержание серы изменяется от 2,22 до 3,17 %, смол - от 18,17 до 29,83 %, парафина от 2,82 до 4,52 %, фракции до 150С изменяются от 4,5 до 13,0 %.Нефти турнейского яруса изучены по 12 пробам. Плотность высокая (0,935 г/см3), содержание серы - 3,31 %, смол - 25,93 %, парафина - 2,51 %, фракции до 150 С равны 11,3 %.Нефти фаменского яруса тяжелые (0,928 - 0,930 г/см3), высоковязкие (250,13 - 363,0 мм2/с), высокосернистые (3,39 - 4,0 %), парафинистые (2,68 - 4,05 %), фракции до 150С равны 9,7-18,1%. По Аскынскому горизонту из продуктивной пачки отобрана одна проба нефти в поверхностных условиях. Плотность нефти равна 0,901 г/см3, вязкость равна 222,3 мм2/с, содержание серы - 4,08 %, смол - 13,26 %, парафина - 2,39 %, фракции до 150С - отсутствуют. Нефти терригенных отложений девона тяжелые (0,872 - 0,902 г/см3), вязкие и высоковязкие (до 274,3 мм2/с), высокосернистые (до 4,3 %), парафинистые (2,64 - 4,92 %). Нефти пласта DI более легкие - 0,893 г/см3. В разрезе ТТНК водоносными являются песчаные породы (плотность1,14-1,15г/см3). Воды турнейского и фаменского ярусов приурочены к пористо-проницаемым и рифогенным известнякам (плотность 1,16-1,18г/см3). Все воды среднего этажа хлоркальциевого типа.В целом для условий Югомашевского месторождения с глубиной наблюдается увеличение метаморфизации вод, в их составе кальций преобладает над магнием, и все они относятся к хлоркальциевому типу.1.4 Динамика основных показателей разработки месторождения Югомашевское нефтяное месторождение начало разрабатываться в 1966 году. Скважины вступили в эксплуатацию со средним дебитом на одну добывающую скважину 7,8 т/сут. В связи с интенсивным разбуриванием месторождения, годовая добыча нефти по месторождению постепенно увеличивалась и достигла максимального значения 924,7 тыс. тонн/год в 1989 году. С 1989 года по 2006 год годовая добыча и дебит скважин по нефти постепенно уменьшились в связи с увеличением обводнённости продукции скважин. По состоянию на 01.01.2015 г. на Бураевском месторождении пробурены 595 скважин различных категорий, в том числе по основному эксплуатационному объекту – терригенным отложениям нижнего карбона (ТТНК) – 537, по верхним карбонатным отложениям среднего карбона (пачки ВСК) – 3, по нижним карбонатным отложениям среднего карбона (пачки НСК) – 29, по карбонатным отложениям фаменского яруса 17 скважин и по терригенным отложениям DI – 9 скважин. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляют 247 скважин (в т.ч. 224 действующих), эксплуатационный фонд нагнетательных скважин - 112 скважин (в т.ч. 107 действующих). Пьезометрический фонд составляет 52 ед., водозаборных – 7 скважин, поглощающих – 5 ед. Ожидают ликвидации 83 скважины добывающего фонда и 15 скважин нагнетательного фонда. Ликвидированный фонд добывающих скважин на месторождении состоит из 59 скважин, в т.ч. 53 скважины ликвидированы после бурения, 6 скважин – после эксплуатации (2 как добывающие, 4 как пьезометрические), из нагнетательного фонда ликвидированы 15 скважин. Из добывающих скважин 29 ликвидированы как выполнившие назначение без добычи нефти, 26 – по геологическим причинам, 1 по технологическим причинам, 1 как добывающая обводнившаяся. Из нагнетательных 6 скважин ликвидированы как выполнившие назначение, 4 по техническим причинам, 1 по технологическим. Характеристика фонда скважин в целом по месторождению представлена на рисунке 4.1, по объектам и в целом по месторождению в таблице 4.1. Месторождение открыто в 1972 г. (датой открытия считается получение притока нефти из пласта CII на скв. 42БУР и 69БУР), в 1973 г. проведена кратковременная пробная эксплуатация, введено в разработку в 1974 г. В мае 1973 г. введена скв. 51БУР, затем в сентябре введены скв. 2823, 2826, 2837, 53БУР, позднее введены скв. 2836, 2842, 2917, 2923, 2924, 42БУР, все на ТТНК. Промышленная нефтеносность каширского горизонта была установлена в 1970 г. (скв. 39БУР); верейского, тульского горизонтов и башкирского яруса в 1972 г. (скв. 49БУР, 42БУР и 69БУР соответственно); фаменского яруса в 1974 г. (скв. 77БУР); пашийского горизонта (скв. 131ТНП) в 1979 г.; турнейского яруса в 1984 г. (скв. 217БУР). Эксплуатационное разбуривание Бураевского месторождения началось в 1973 г. по единой равномерной треугольной сетке 400 × 400 м. В 1989 г. в состав Бураевского было включено Северо-Бураевское месторождение. В состав месторождения вошел Бураевский – 1 участок, открытый по результатам бурения на Восточно-Бураевском лицензионном участке Саитовской пощади в 2003-2004 гг. поисковых скв. 607СТВ и 312ТНП.  Рисунок 4.1 – Состояние пробуренного фонда скважин в целом по месторождению Распределение скважин по основным показателям разработки месторождения в целом приведено на рисунке 4.2. С дебитом жидкости менее 2 т/сут и от 2 до 5 т/сут работают по 33 скважины (по 15 %), 32 скважины (14 %) - с дебитом от 5 до 10 т/сут. Значительная часть скважин фонда (50 скважин, 22 %) работают с дебитом жидкости от 10 до 20 т/сут, 26 скважин (12 %) с дебитом от 20 до 50 т/сут, 16 скважин (7 %) работают с дебитом жидкости от 50 до 100 т/сут, 24 скважины (11 %) с дебитом от 100 до 200 т/сут и 10 скважин (4 %) работают с дебитом жидкости, превышающим 200 м/сут. Больше половины скважин фонда месторождения (123 скважины, 55 %) работают с дебитом нефти менее 2 т/сут, 63 скважины (28 %) с дебитом нефти от 2 до 5 т/сут. 18 скважин (8 %) работают с дебитом нефти от 5 до 10 т/сут, 17 скважин (8 %) – с дебитом нефти от 10 до 20 т/сут и три скважины (1 %) с дебитом нефти более 20 т/сут. Средний дебит нефти составил 3,1 т/сут, жидкости 41,3 т/сут. Фонд добывающих скважин обводнен. С обводненностью менее 2 % работает одна скважина из 224, от 2 до 20 % - 38 скважин (17 %), от 20 до 50 % - 25 скважин (11 %), от 50 до 90 % – 60 скважин (27 %). 17 скважин (8 %) имеет обводненность от 90 до 95 %, 27 скважин (12 %) – от 95 до 98 % и с обводненностью более 98 % работает 25 % скважин – 56. В целом по месторождению средняя обводненность составляет 92,6 %. 2 Расчетно-технический раздел 2.1 Технология проведения работ 2.1.1 Характеристика добычи нефти добывающих скважин в условиях Бураевского нефтяного месторождения На 01.02.2021 г. эксплуатация скважин Бураевского месторождения ведется механизированным способом, 168 скважин эксплуатируются при помощи установок штанговых насосов (УСШН), 56 скважин - установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Распределение скважин по объектам и способам эксплуатации приведено в таблице 10.1. Разрабатываемые объекты: верхняя карбонатная толща среднего карбона (ВКТСК), нижняя карбонатная толща среднего карбона (НКТСК), терригенная толща нижнего карбона (пласты ТТНК), карбонатные отложения турнейского (CTкз) и фаменского (Dфм) ярусов, терригенные отложения девона (DI). Таблица 10.1 – Распределение добывающих нефтяных скважин по объектам и способам эксплуатации (по состоянию на 01.02.2021 г.)
На Бураевском месторождении средняя наработка на отказ УСШН составляет 581 сут. Основными причинами выхода из строя УСШН (422 отказа) являются: износ или засорение клапанов (147 отказов – 34,8 %), обрыв или отворот штанг (133 отказа - 31,5 %), износ или заклинивание плунжера (95 отказов - 22,5 %), негерметичность НКТ (16 отказов – 3,8%), прочие по оборудованию (31 отказ – 7,3%). Средняя наработка на отказ УЭЦН составляет 818 сут. Основными причинами выхода из строя УЭЦН (153 отказа) являются: пробой изоляции ПЭД (72 отказа - 47,1 %), заклинивание или слом вала ЭЦН (33 отказа - 21,6 %), негерметичность НКТ (29 отказов – 19,0 %), пробой изоляции кабеля (10 отказов – 6,5 %), прочие по оборудованию (9 отказов – 5,9 %). Причинами отказа являются отложения парафина (16 скважин), высоковязкие эмульсии (15 скважин), отложения солей (9 скважин), гидратные пробки (7 скважин), механический износ и засорение механическими примесями. В анализе участвовали насосы, установленные в скважинах в период с 01.01.2015 г. и снятые с эксплуатации в период с 01.01.2015 г. по 01.01.2020 г. Технологические параметры эксплуатации скважин приведены в таблице 10.2. Таблица 10.2 – Технологические параметры работы скважин Таблица 4 – Технологические параметры работы скважин
По состоянию на 01.12.2014 г. на месторождении для подъема жидкости используются следующие электроцентробежные насосы: ЭЦН-30 (7 скважин), ЭЦН-45 (5 скважин), ЭЦН-60 (8 скважин), ЭЦН-80 (9 скважин), ЭЦН-125 (13 скважин), ЭЦН-160 (8 скважин), ЭЦН-250 (5 скважин), ЭЦН-400 (скв.3190). Также для подъема жидкости используются установки штанговых насосов типоразмеров: НВ1Б-27 (10 скважин), НВ1Б-32 (104 скважины), НН2Б-32 (скв.3152), НВ1Б-38 (24 скважины), НВ1Б-44 (16 скважин), НВ2Б-44 (2 скважины), НН2Б-44 (7 скважин), НН2Б-57 (4 скважины). Эксплуатация УЭЦН Отложения терригенной толщи нижнего карбона эксплуатируются установками ЭЦН (55 скважин). Глубина спуска насосной установки изменяется в пределах от 656 до 1429 м при среднем значении 1223 м. Динамический уровень в скважинах находится в пределах от 6 до 1158 м при среднем значении 779 м. Фактическое среднее значение забойного давления составляет 6,3 МПа (Рзаб min=2,0 МПа, Рзаб max=13,5 МПа), что обеспечивает депрессию на пласт в пределах от 1,1 до 11,6 МПа. Расчетное допустимое минимальное погружение насосов под динамический уровень от 150 (при обводненности более 90 %) до 400 м (при обводненности менее 30 %). Скважинное оборудование работает в пределах своих рабочих характеристик. Отношение Рзаб/Рнас составляет в среднем 0,86. Работа 21 скважины характеризуется повышенным забойным давлением (в среднем Рзаб/Рнас = 1,01). Для снижения забойного давления в скв. 3081, 3150, 3171, 3188, 3245, 3478, 3480 рекомендуется изменение типоразмера насоса, в скв. 194ТНП, 2971, 2975, 2983, 2994, 3004, 3036, 3052, 3131, 3174, 3186, 3190, 3264, 3484 изменение типоразмера насоса и глубины подвески. Отложения фаменского яруса эксплуатируются установкой ЭЦН-30 (скв.2841). Глубина спуска насосной установки составляет 1177 м, динамический уровень - 779 м, фактическое значение забойного давления - 8,4 МПа, что обеспечивает депрессию на пласт 5,8 МПа. Расчетное допустимое минимальное погружение насосов под динамический уровень от 150 (при обводненности более 90 %) до 400 м (при обводненности менее 30 %). Скважинное оборудование работает в пределах своих рабочих характеристик. Отношение Рзаб/Рнас составляет 1,20. Продолжение таблицы 4
По состоянию на 01.04.2022 г. на месторождении для подъема жидкости используются следующие электроцентробежные насосы: ЭЦН-18 (30 скважин), ЭЦН-30 (21 скважина), ЭЦН-45 (9 скважин), ЭЦН-60 (10 скважин), ЭЦН-80 (5 скважин), ЭЦН-125 (7 скважин), ЭЦН-160 (4 скважины), ЭЦН-250 (5 скважин), ЭЦН-400 (3 скважины), ЭЦН-500 (скв.1311). Также для подъема жидкости используются установки штанговых насосов типоразмеров: НВ1Б-27 (73 скважины), НВ1Б-32 (474 скважины), НВ1Б-38 (20 скважин), НВ1Б-44 (14 скважин), НВ2Б-32 (скв.340ТНП), НН2Б-44 (2 скважины), НН2Б-44 (46 скважин), НН2Б-57 (14 скважин). Кроме того, на месторождении используются установки электродиафрагменных насосов типоразмеров УЭДН-4 (4 скважины) и УЭДН-6.3 (3 скважины), а также установку винтового насоса НВП-95.1.15.008 (скв. 242ТЕП) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||