Курсач. курсовой проект. Курсовая работа Пояснительная записка 21. 02. 01 Эск17 Выполнила Подпорина М. С
 Скачать 1.13 Mb.
|
1 2
 СОДЕРЖАНИЕВВЕДЕНИЕ В современной добыче нефти и газа, необходимых для удовлетворения ряда человеческих потребностей, применяется бурение скважин, с помощью которых можно извлечь искомые вещества из их залежей в пластах. Эксплуатация нефтяной скважины может происходить различными способами, выбор которых зависит от характеристик горных пластов, в которых пробурена скважина, а также ее собственных свойств. На выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти и газа, степень обводненности, напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов. После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт Газлифтная добыча - способ подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1. Основные сведения о месторождении. В административном отношении Северо-Губкинское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Районный центр пос.Тарко-Сале расположен на правом берегу р.Пур, а по левобережью реки проходит железная дорога Тюмень-Новый Уренгой (железнодорожная станция Пуровск). Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожная станция Пурпе и г.Губкинский, расположенные в 70 км и 85 км к югу от месторождения. Железнодорожная станция Пуровск находится в 49 км восточнее Северо-Губкинского месторождения. Месторождение разрабатывается с 1993 года впервые три года на естественном упругом режиме. Происходит постепенное наращивание отборов продукции, максимальный уровень в добыче нефти, за счет ввода новых эксплуатационных скважин как видно на рисунке, приходится на последние два года Начиная с 1993 года по состоянию на 1.01.2019 года в целом по Северо-Губкинскому и Присклоновому месторождениям с начала разработки достигнуты следующие показатели: добыча нефти, тыс.т – 3930; добыча жидкости, тыс.т.- 4365,6 добыча неф.газа млн.мЗ- 1707 закачка воды, тыс.мЗ - 7017 1.2 Стратиграфия и тектоника Доюрские отложения вскрыты на ряде площадей Пуровского района. На ближайшей Западно-Гаркосалинской площади в скважине 99 фундамент вскрыт на глубине 4502 м (забой 4723м) и представлен базальтами зелеными и коричневатыми, миндалекаменными и хаотически трещиноватыми (по трещинам развит кальцит), слабо выветрелыми до состояния коры выветривания. Встречаются также туфогенные толщи, представленные чередованием туфопесчаников, туфоалевролитов и туффитов, с редкими зеркалами скольжения и микросдвигами. Породы пестроокрашенные. Эта вулканогенно-осадочная толща отнесена с определенной долей условности к нижнесреднедевонскому возрасту Отложения юрского возроста несогласно залегают на породах складчатого фундамента и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним, верхним. Отложения нижнего и среднего отделов юры представлены терригенными отложениями котухтинской свиты и континентальной толщей тюменской свиты; верхний отдел - породы преимущественно морского происхождения: васюганская, георгиевская и баженовская свиты. Породы котухтинской cвиты на площади не вскрыты. Разрез свиты сложен чередованием песчаников серых, зеленовато-серых с алевролитами и аргиллитами. Породы прослоями карбонатные Характерны пирит, листовая флора. Аргиллиты (тогурской и радомской пачек) темно-серые, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями битуминозные, с прослоями алевролитов и песчаников, углей. Встречаются растительный детрит, остатки листовой флоры, двустворки. Возраст датируется как плинсбахский-ааленский. Ожидаемая мощность свиты на Северо-Губкинском месторождении по данным геофизических исследований 350-400 м. Отложения васюганской свиты на месторождении вскрыты 7 скважинами на глубинах 2902-3167 м. 1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов Пласты горизонтов БП10 БП11 являются базовыми на Северо-Губкинском месторождении и наиболее полно изучены керном и определениями физических свойств. Керн отодран из 26 разведочных и 1 эксплуатационной скважины. Определения физических свойств выполнены на 758 образцах. Большинство определений выполнено из непроницаемой части пластав. Фильтрационно-емкостные свойство коллекторов изучены на 2% образцах. Коллекторы пластов преимущественно IV класса по классификации Ханина. Пласт БП10 отличается лучшими коллекторскими свойствами, пористость изменяется от 15,2 до 23,8%. Для пластов БП111 и БП112 пределы изменений пористости составили соответственно 15,3-21,2% и 17,8-20,1%. Минералогический состав пород изучался по шлифам керна из скважин 57, 60, 66, 70 и 71. Всего описано 87 шлифов из пласта БП10, 30 - из пласта БП111, 35 - из пласта БП112. Большая часть шлифов характеризует непроницаемую часть пластов. В коллекторы попало соответственно 35,0 и 6 шлифов. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с микрослоистой и линзовидной текстурой, обусловленной послойным расположением слюды и углистой органики, часто ориентированной за счет параллельного и субпараллельного расположения обломочного материала. Песчаники мелко- и среднезернистые, в разной степени алевритистые, с преобладающим размером зерен 0,08-0,17 мм и 0,15-0,2 мм. Алевритовые обломки составляют в песчаниках 5-10%, иногда достигая 20-40%. Структура песчаников псаммитовая и алевропсаммитовая, алевролито-псаммоалевритовая и алевритовая. Преобладающий размер зерен в алевролитах 0,05-0,1 мм, в зависимости от степени песчанистости количество псаммитовых обломков изменяется от доли процента до 30-40%. В объеме горизонта выделяются пять продуктивных пластов БП12°, БП121, БП122, БП123, БП124, распространенных в виде небольших песчаных линз, вытянутых преимущественно в меридиональном направлении. Максимальная по площади песчаная линза БП121 выделена в Присклоновое месторождение. Керном пласты охарактеризованы в 13 скважинах. Наиболее полно освещены керном и определениями физических свойств коллекторы пласта БП122 - 51,7% эффективных и 54,0% нефтенасыщенных толщин. Всего по керну определения физических свойств пород выполнены на 176 образцах, в проницаемую часть попали 55 образцов. Коллекторы пластов IV класса по классификации Ханина, с проницаемостью в пределах первых десятков фм2. Пористость изменяется от 14,2 до 20,8%. Пласт Ю11 стратиграфически приурочен к кровле васюганской свиты и четко отбивается на подошве глин георгиевской свиты. Пласт вскрыт семью скважинами на глубинах 2920-2950 м. Песчаники и алевролиты, слагающие пласт, серые мелкозернистые, плотные, с прослоями бурого угля. Пласт часто является заглинизированным. Доля коллекторов в объеме пласта меняется в широком диапазоне от 21,1 до 100%, в среднем составляя 55,7%. Расчлененность пласта составляет 1-3 проницаемых прослоя. Общие и эффективные толщины пласта меняются от 2,0 до 8,6м и от 0,8 до 72м. Керном пласт охарактеризован в скважинах 802 и 806. Освещенность керном эффективных толщин составила 38,8%. Нефтенасыщенные толщины керном не охарактеризованы. Фильтрационно-емкостные свойства пород определялись на 11 образцах. Пористость коллекторов изменяется в пределах 16,8-20,8%. 1.4 Характеристика пластовых флюидов В растворенном газе содержится, соответственно, метана 75% и 82,52%, этана 11,89% и 11,25%, пропана 3,93% и 1,74%, бутанов 4,91% и 2,46%, пентанов + высших 2,79% и 0,84%. Из неуглеводородных газов присутствуют углекислый газ (0,61% и 0,49%) и азот (0,44% и 0,70%). Относительная Пласт БП91 является одним из основных по запасам нефти. Необходимо отметить крайне неудовлетворительную изученность параметров нефти по указанной залежи и невыполнение требований Инструкции по подсчету запасов, согласно которой необходим обязательный отбор проб нефти из скважин, расположенных в своде структуры, вблизи водонефтянаго контакта и в промежуточном участке. В данном же случае при испытании скважины 57(2354-2360 м), расположенной в центральной части был получен фонтан нефти (310 м3/сут) с газом (153,5 тыс.м3/cyт), но глубинные пробы пластовой нефти, к сожалению, в этой скважине не были отобраны. Глубинные пробы нефти па пласту БП91 отбирались только в эксплуатационных скважинах. Около половины проб отбраковано из-за низкого давления насыщения. При однократном разгазировании в нефти плотностью 0,837 г/м3 растворено 140,25 м3/т газа объемный коэффициент равен 1,332. При ступенчатом разгазировании нефть плотностью 0,823 г/см3 содержит 141,00м3/т растворенного газа объемный коэффициент равен 1,309. По результатам исследования методом однократной и ступенчатой сепарации в плотность по воздуху 0,988 и 0,825. Гелий, аргон и водород не определялись. По данным поверхностных проб нефти пласта БП91 малосернистые (0,26%) высокопарафинистые (8,89%) и малосмолистые (1,55%). Плотность нефти в поверхностных условиях варьирует от 0,834% г/см3 до 0,844 г/см3, в среднем составляет 0,836 г/см3. Растворенный в нефти газ имеет относительную плотность 0,634, состоит из метана 89,64%, его гомологов (в том числе этана и пропана 7,41%, бутанов - 1,37%, пентанов - 0,34%) и неуглеводородных газов (углекислого газа 0,57%, азота - 0,59%). При опробовании пласта БП10 имеющего очень сложное геологическое строение (залежь газоконденсата с нефтяной оторочкой, зона глинизации, тектонические нарушения и др.) получены различные притоки пластовых флюидов. Нефть пласта БП10 по данным 20 поверхностных проб малосернистая (0,23%), высокопарафинистая (7,75%), малосмолистая (2,59%), закипает при температуре 790С и 48,6% фракций выкипает при повышении температуры до З000С. Средняя плотность нефти равна 0,838 г/см3. Плотность сепарированной нефти по методу однократного разгазирования составляет 0,841 г/см3, газосодержание 155,48 м3/т, объемный коэффициент - 1,409. По результатам ступенчатого разгазирования нефть имеет плотность 0,831 г/cм3, объемный коэффициент равен 1,291 растворенный газ плотностью 0,867 г/л содержится в количестве 143,11 м3/т. Растворенный в нефти газ при однократном разгазировании состоит из метана (70,12%), этана (13,93%), пропана (7,07%), бутанов (5,88%) пентанов+вышекипящих (2,21%), углекислого газа (0,74%), азота (0,05%). При ступенчатом разгазировании состав газа следующий: метан - 78,66%, этан - 13,27%, пропан - 4,34%, бутаны -2,17%, пентаны+вышекипящие - 0,72, углекислого газа - 0,78%, азота -0,14%. Плотность относительная по воздуху равна 0,857. Физико-химические свойства конденсата исследованы в 7 пробах, в 4 пробах определен групповой углеводородный состав. Проба, отобранная по скважине 806 (2460 - 2470 м) на определение состава и потенциального содержания конденсата оказалась непредставительной, сам объект отнесен к нефтенасыщенным. Согласно актам испытания из этого объекта получена нефть плотностью 0,780 г/см3 с высоким газосодержанием (1542 м3/м3) промысловые исследования на газоконденсатность не проводились. Таблица 1
1 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||