Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче
 Скачать 324.84 Kb.
|
 », « », «в», « » и « +д» выделяются в разрезе горизонта Д1 [35]. Данные пласты по площадям и разрезам скважин распространены неравномерно.Основное развитие в центральной части площади имеет пласт «а». В интервале пласта «а» наблюдаются 3 прослоя пород-коллекторов, из которых наиболее развиты средний и нижний. 38,9% всей нефтеносной площади охватывают алевролиты. Толщина пласта «а» достигает 5-6 м, относится к маломощным. 67,7% составляет доля коллекторов с толщиной менее 3 м. 6,7% извлекаемых запасов хранит пласт «а» горизонта Д. Средняя толщина прослоев пласта « » в основном равна 2-3 м, относится к маломощным. 63,3% составляет доля коллекторов с толщиной меньше 3 м. 11,5 % извлекаемых запасов хранит пласт « » горизонта Д.Средняя толщина прослоев пласта « » составляет 2-3 м, относится к маломощным. 71,6% площади занято коллекторами.Средняя толщина прослоев пласта «в» 3,3 м. Уверенно выделяется в разрезах большей частью вплоть до 3 м. Составляет 51,7%. Практически целиком пласт находится в нефтяной зоне, хранит 18,3% извлекаемых запасов горизонта Д. Пласт « » лучший из пластов горизонта Д по своим коллекторским свойствам. В основном состоит из песчаников. Средняя толщина пласта 4-6 м. 19,3% извлекаемых запасов хранит пласт « ».Пласт « +д» с хорошими коллекторскими свойствами представлен песчанно-алевролитовыми породами.Свойства коллекторов, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод представлены в приложении А. Параметры пластовой нефти пашийского горизонта изучались по пробам, отобранным из 45 скважин. Средние значения основных параметров нефти следующие: газосодержание составляет 59,3 м3/т, давление насыщения составляет 7,95 МПа, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 3,7 мПа∙с, объемный коэффициент - 1,1312 д.ед. Плотность сепарированной и пластовой нефти соответственно составляет 859,0 кг/м3 и 805,0 кг/м3. Нефть пашийского горизонта по данным анализов поверхностных проб относится к группе средних нефтей. 1,1 % от всей массы нефти содержит серу, нефть является сернистой. К хлоркальциевому типу принадлежат подземные воды согласно химическому составу. Вязкость подземных вод - 1,84 мПа·с. Общая минерализация в среднем составляет 274,28 г/л. Газовый состав вод азотно-метановый. Плотность - 1,180 т/м3, рН подземных воды меняется от 4,3 до 6,2. Объемный коэффициент подземных вод - 1,0001 д.ед. Упругость газа от 5,0 до 10,0 мПа. Газонасыщенность подземных вод доходит до 0,25-0,45 м3/т. Тип пород – неоднородный, на это указывает коэффициент расчлененности, равный 4,013. В заключении можно сделать вывод, что продуктивные отложения пашийского горизонта Д1 являются главными промышленными объектами Западно-Лениногорской площади. Пашийский горизонт сложен в основном крупнозернистыми алевролитами и мелкозернистыми песчаниками с переслаиванием глинистыми алевролитами и аргиллитами. Толщина горизонта достигает 42,5 м, а нефтенасыщенная - 8,2 м. Пласты «а», « », « », «в», « » и « +д» выделяются в разрезе горизонта Д1. Наилучшими ФЕС характеризуются песчаники пластов Д1-б1+2 и Д1-г1 (проницаемость составляет соответственно 0,373 и 0,369 мкм2, пористость – 20,4 и 21,6 %, нефтенасыщенность – 81,4 и 83,8 %). В пластах Д1-б3 и Д1-г2+3+д значения проницаемости ниже и равны 0,34 и 0,271 мкм2. Нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей.2.2 Статистический анализ причин выхода в ремонт скважин объекта Починку либо смену спуско-подъемных устройств, насосно-компрессорных труб, промывку, очистку обрушившихся элементов ствола и прочие требуемые мероприятия включает в себя ремонт скважин. Текущий ремонт – мероприятия, нацеленные на возобновление подходящего рабочего состояния приборов и технологического оснащения, на замену режима функционирования скважины, а кроме того различного рода чистка различных уровней ствола, призванная снять накопившиеся в ходе эксплуатации отложения. Капитальный ремонт скважин - совокупность работ, связанная с восстановлением работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, устранения аварий, спуск и подъем оснащения для раздельной эксплуатации и закачки. В 2017 году на Западно-Лениногорской площади вышли в ремонт 63 скважин, данные представлены в приложении В. На 01.01.2018 года в действующем фонде находится 260 скважин, из них 234 оборудованы ШГН и 26 ЭЦН (Приложение Б).  Рисунок 2.2.1 – Причины ремонтов скважин, оборудованных ЭЦНСогласно рисунку 2.2.1 очевидно, то что главной причиной выхода в ремонт скважин, оснащенных ЭЦН, является сквозная коррозия ПЭД (26,3% от всех ремонтов).  Рисунок 2.2.2 – Причины ремонтов скважин, оборудованных ШГНКак видно из рисунка 2.2.2, главной причиной ремонтов скважин, оснащенных ШГН, является обрыв штанги по телу (15,9 % от всех ремонтов).  Рисунок 2.2.3 – Ремонты, вызванные коррозиейКак видно из рисунка 2.2.3 коррозия в ЭЦН образуется чаще, нежели в ШГН. В 2017 году на Западно-Лениногорской площади было проведено 63 ремонтных работ, из них 19 ремонтов ЭЦН и 44 ШГН. По причине коррозии в ремонт вышло 7 скважин, из них 6 скважин оснащенных ЭЦН и 1 ШГН. 2.3 Статистический анализ показателей работы фонда скважин объекта, осложненных коррозионными процессами Проведем анализ статистических данных по 7 скважинам Западно-Лениногорского месторождения, осложненным коррозионными процессами. На базе приведенных сведений проведем статистический анализ дебита жидкости. Исходные данные и формулы для расчета представлены в приложении Е. 1. Размах значений определим по формуле (2.3.1):  2.Количество интервалов определим по формуле (2.3.2):  .3. Определим шаг по формуле (2.3.3):  4. Определим частость по формуле (2.3.4): Частость для каждого интервала:     Таблица 2.3.2 – Статистический ряд по дебиту жидкости скважин, осложнённых коррозионными процессами
 Рисунок 2.3.1 – Распределение скважин по дебиту жидкости, осложненных коррозионными процессами Рисунок 2.3.2 – Накопленные частоты по дебиту жидкости скважин, осложненных коррозионными процессамиПроведя анализ данных рисунков 2.3.1 и 2.3.2, можно отметить, то, что 71 % скважин Западно-Лениногорской залежи, осложненных коррозионными процессами, эксплуатировались в промежутке невысоких значений дебита жидкости от 4,8 до 8,475 м3/сут, 14 % скважин функционировали в промежутке от 15,825 до 19,5 м3/сут, то, что соответствует наибольшему значению дебита по жидкости. 5. Определим средневзвешенный дебит жидкости по формуле (2.3.5):  6. Среднеквадратичное отклонение дебита жидкости определяем по формуле (2.3.6):  м3/сут7. Дисперсию определяем по формуле (2.3.7):  м6/сут28. Предельную погрешность среднего значения дебита нефти при  = 0,95 определяем по формуле (2.3.8): С целью установления среднего дебита необходимо подобрать такую совокупность N1 скважин, из которых возможно установить, к примеру, дебит жидкости с вероятностью = 0,95, отклонением  0,15 и точностью  3,4.  . Таблица 2.3.3 – Результаты статистического анализа по дебиту жидкости скважин, осложненных коррозионными процессами
Проведем статистический анализ по данным обводненности, дебита нефти, забойному давлению и глубине спуска насоса подобно расчету дебита жидкости. Таблица 2.3.4 – Статистический ряд по дебиту нефти скважин, осложненных коррозионными процессами
 Рисунок 2.3.3 – Распределение скважин по дебиту нефти Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессамиПроанализировав рисунок 2.3.3, можно отметить, то, что 57 % скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами эксплуатировались в промежутке невысоких значений дебита нефти от 0,1 до 0,825 м3/сут.  Рисунок 2.3.4 – Накопленные частоты по дебиту нефти скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессамиТаблица 2.3.5 – Статистический ряд для скважин, осложненных коррозионными процессами по обводненности
 Рисунок 2.3.5 – Распределение скважин по обводненности скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессамиИз рисунка 2.3.5, очевидно, то, что 57% осложненных скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами эксплуатировались в промежутке с максимальным процентом обводненности от 87,1 до 98,5 %.  Рисунок 2.3.6 –Накопленные частоты по обводненности скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессамиТаблица 2.3.6 – Статистический ряд для скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами
|
, м3/сут
, м3/сут
, м6/сут2
