МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
|
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
|
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ
«СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ»
НА ТЕМУ:
Методы борьбы с солеотложениями на скважинах Западно-Сургутского месторождения
|
РУКОВОДИТЕЛЬ:
доцент,к.т.н.
______________
|
РАЗРАБОТЧИК:
студент группы
_____________
|
| Тюмень, 2022 СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 1
1 Краткие сведения о месторождении 2
1.1 Общая информация о месторождении 2
1.2 Нефтегазоносность, характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов 3
1.3 Сведения о запасах углеводородов 7
2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 8
2.1 Текущее состояние разработки месторождения 8
3 Методы борьбы с солеотложениями на скважинах Западно-Сургутского месторождения 10
3.1 Основные причины отложения солей 10
3.2 Анализ методов борьбы с отложениями солей в скважинах 16
3.3 Оценка эффективности борьбы с солеотложениями при эксплуатации скважин установками ШГН в условиях Западно-Сургутского месторождения 20
3.4 Расчет подбора УЭЦН к скважине 21
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 23
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 24
ВВЕДЕНИЕ
Территориально находится находиться в ХМАО-ЮГРЕ, Сургутском районе.
Продуктивные пласты Западно-Сургутского месторождения характеризуются литолого-фациальной неоднородностью, выражающейся в значительной расчленённости и частом замещении проницаемых прослоев непроницаемыми разностями. Коллекторами во всех продуктивных пластах являются мелко- и среднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, тип коллектора – поровый.
В 1960 – 1961 гг. сейсмопартия №5/60–61обнаружила Западно–Сургутское локальное поднятие, подготовленное через год к глубокому по тем временам поисково–разведочному бурению.
Тюменское Геологическое Управление приступило к первому этапу изучения территории в 1962 году. В ходе работ был получен нефтяной приток в своде структуры по скважине номер пятьдесят. По результатам первых исследований керна и ГИС нефтенасыщенными показали себя пласты БС2–3 и БС1. Результативные скважины показали дебит 176.4 м3/сут на 8 мм штуцере.
В скором времени, после разведочной скважины пятьдесят «Р», совместно пробурили скважины сорок восемь «Р», сорок девять «Р», сорок пять «Р». Успешность исследований была оправдана, дебит дали пласты БС1 и БС2–3.
Вблизи реки Обь расположилось Западно-Сургутское нефтегазовое месторождение, на его площади находятся множество болот. А примерно в пятнадцати – двадцати километрах от него находится крупнейший город ХМАО-Югры – Сургут.
1 Краткие сведения о месторождении
1.1 Общая информация о месторождении
География месторождения показывает самое большое количество болот, это же и определяет то, что флора присутствует не на всей территории. Ландшафт представляет собой равнинную местность, с незначительными изменениями отметок от плюс двадцати пяти до семидесяти пяти метров.
Самыми крупными водоемами на территории участка являются озера Тойек-Лор и Чукнын-Лор, они находятся на Севере лицензионного участка. Большое количество непролазных болот. Флора в виде множества деревьев разных размеров, в том числе карликовых, в основном это ели и сосны. Зима длится большую часть года, столбик термометра держится на отрицательном значении около двухсот дней, снег ложится ранней осенью и не тает вплоть до начала раннего летнего периода. Земля промерзает до двух метров в глубину. Разность среднегодовой температуры от минус тридцати до плюс тридцати градусов Цельсия.
Близлежащим населенным пунктом к месторождению расположен город Сургут. Часть лицензионного участка заходит на территорию города.
На сегодняшний день в городе Сургуте хорошо развита различная транспортная развязка, включающая в себя авиасообщение с различными городами нашей страны, а также международные направления. Сургутский ЖД вокзал является транзитным пунктом в северных направлениях: Нижневартовск, Ноябрьск, Новый Уренгой; а также в западном: Тюмень, Тобольск, Екатеринбург. Через город Сургут проходит один из двух в России асфальтированных мостов через реку Обь, благодаря чему через Сургутский район автомобилисты транзитом проезжают дальше на Север.
Район лицензионного участка богат лесами, преимущественно тайгой и тундрой, где обитают множество животных и рыб. Это определяет основной вид деятельности коренных жителей. Большая часть жителей округа трудоустроена в нефтедобывающих предприятиях.
Рисунок 1.1 - Карта месторождений ПАО «Сургутнефтегаз»
Региональная потребность нефтяной отрасли в электроэнергии решена путем строительства двух крупных ГРЭС, использующих в качестве топлива газ попутный нефтяной.
Кроме углеводородного сырья в Сургутском р – не разведаны общестроительные полезные ископаемые: керамзитовые и кирпичные глины, для изготовления конструктивно-изоляционных бетонов - аглоноритовые глины, для общестроительных работ и строительства автодорог – песчано-гравийные смеси и мелко-зернистые пески, мел.
1.2 Нефтегазоносность, характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов
Западно-Сургутское нефтяное месторождение ориентировано в юго-восточной части Сургутского свода, по геологическому строению - многопластовое, сложное, по величине извлекаемых запасов – крупное.
На востоке часть Западно-Сургутского месторождения совмещается с территорией города Сургут, которая является санитарно-защищенной. К ней же относится и акватория реки Обь.
Промышленно нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные отложения сангопайской свиты (пласт АС9), усть-балыкской свиты (пласты БС1, БС2+3, БС4), сортымской свиты нижнемелового возраста (пласты БС10+11, БС12), васюганской свиты верхнеюрского возраста (пласт ЮС1) и тюменской свиты среднеюрского возраста (пласт ЮС2). На месторождении в восьми продуктивных пластах выявлено 15 залежей нефти, которые в различной степени совпадают в плане. Этаж нефтегазоносности на месторождении составляет 988 м: изменяется от 1863,7 м (кровля нефтенасыщенного коллектора пласта АС9) до 2851,3 м (подошва нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС2). Краткие сведения о залежах сведены в таблице 1.1.
Ниже приводится характеристика геологического строения продуктивных пластов сверху вниз по разрезу.
Пласт представлен одной залежью, расположенной в центральной части структуры, нефтенасыщенный коллектор вскрыт семью скважинами, все скважины пробурены в водоплавающей зоне.
Таблица 1.1 – Характеристика выявленных залежей нефти
Пласт
|
Залежь
|
Тип залежи
|
Размеры залежи, км х км
|
Площадь залежи, тыс.м2
|
Абс. отметка кровли,м
|
Абс. отметка ВНК,
м
|
Высота за-лежи, м
|
АС9
|
Залежь 2
|
водоплавающая
|
1,2 х 0,7
|
579
|
1863,7
|
1872,0
|
6
|
БС1
|
Залежь 1
|
пластовая сводовая
|
22,0 х 9,5
|
153676
|
1951,5
|
2009,2
|
56
|
Продолжение таблицы 1.1
БС2+3
|
Залежь 1
|
пластовая сводовая
|
10,5 х 5,8
|
48943
|
1969,8
|
2009,2
|
39
|
Залежь 2
|
пластовая сводовая
|
2,9 х 1,4
|
3099
|
1969,2
|
2009,2
|
40
|
БС4
|
Залежь 2
|
водоплавающая
|
2,0 х 1,8
|
2833
|
1997,6
|
2009,2
|
11
|
БС10+11
|
Залежь основная
|
пластовая сводовая, литологически экранированная
|
27,2 х13,5
|
282219
|
2176,5
|
2280.0-
2293.0
|
105
|
БС10+11
БС12
|
Район
скв. №304Р
|
пластовая сводовая, литологически экранированная
|
4,3 х 3,0
|
7136
|
2195,2
|
2255,6
|
60
|
Район
скв. №289Р
Участок 1
|
пластовая сводовая, литологически экранированная
|
0,8 х 0,6
|
461
|
2376,4
|
2377,8
|
2
|
БС12
ЮС1
|
Район
скв. №289Р
Участок 2
|
пластовая сводовая, литологически экранированная
|
1,1 х 0,9
|
779
|
2328,8
|
2342,2
|
13
|
Район
скв. №915Р
|
пластовая сводовая
|
5,0 х 4,3
|
12745
|
2659,0
|
2700,0
|
40
|
ЮС1
ЮС2
|
Район
скв. №1350
|
пластовая сводовая
|
4,6 х 2,0
|
5976
|
2546,4
|
2588,0
|
40
|
Район
скв. №1555
|
водоплавающая
|
0,8 х 0,6
|
357
|
2636,0
|
2637,9
|
2
|
Район
скв. №1406
|
пластовая сводовая
|
5,5 х 3,7
|
14799
|
2583,6
|
2646,0
|
62
|
Район
скв. №67Р
|
пластовая сводовая
|
6,7 х 2,8
|
13327
|
2691,5
|
2704,9
|
13
|
Залежь 1
|
литолого-стратиграфическая
|
25,2 х 21,1
|
331346
|
2588,5
|
-
|
-
|
При опробовании пласта были получены притоки нефти дебитами от 4,1 до 19 м3/сут. По типу залежь – водоплавающая; ВНК вскрыт в скважинах №27Б и 731 принят на отметке 1872 м. Размеры залежи составляют 1,2х0,7 км, высота – около 6 м. Кровля нефтенасыщенных коллекторов по скважинам вскрыта на абсолютных отметках от 1863,7 до 1873,3 м. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1,2 м (скв. №54) до 5,7 м (скв. №1307), в среднем по пласту составляя 4,2 м.
Пласт АС9
Общая толщина в среднем по скважинам составляет 13,5 м, коэффициент песчанистости – 0,63. В нефтенасыщенной части пласт представлен в среднем одним пропластком со следующими средними фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС): коэффициент пористости – 0,26, коэффициент нефтенасыщенности – 0,46, проницаемость – 3214х10-3 мкм2.
Пласт БС1
Раньше пласт БС1 рассматривали как две отдельные части БС1/1 и БС1/2 в связи с регрессией в осадконакоплении. Пласт БС1/2 представлен линзами песчаника с алевролитом, иногда гидродинамически связанные друг с другом, но зачастую изолированные. Пласт БС1/1 сложен песчаником с алевритом в виде отложений вдольбереговых баров, которые представляют собой песчаный вал, расположенный на некотором расстоянии от берега и выступающий из-под воды в период отлива, в пределах которых пласт хорошо выдержан и слабо расчленён. На севере и юге месторождения можно проследить два крупных баровых тела; в районе скважины сто восемьдесят три «Р» в центральном районе, прослеживается рост расчленённости и ухудшение коллекторских свойств, так проходит граница между барами.
Рисунок 1.2 – Сводный геолого-стратиграфический разрез Сургутского нефтегазоносного района
Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов, представленная в таблицах 1.7 – 1.9, дана на основании материалов лабораторных исследований керна, данных геофизических исследований скважин (ГИС), материалов исследования свойств и состава пластовых флюидов.
Таблица 1.7 – Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов АС9, БС1, БС2+3, БС4, БС10+11
Параметры
|
Пласты
|
АС9
|
БС1
|
БС2+3
|
БС4
|
БС10+11
|
Средняя глубина залегания кровли, м
|
1937
|
2057
|
2068
|
2076
|
2305
|
Тип залежи*
|
В
|
ПС
|
ПС
|
В
|
ПС, ЛЭ
|
Тип коллектора
|
поровый
|
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
|
579
|
153676
|
52042
|
2833
|
336741
|
Средняя общая толщина, м
|
13,5
|
15,9
|
16,9
|
10,7
|
48,4
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
|
2,7
|
4,4
|
8,9
|
3,5
|
7,8
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
|
5,0
|
3,0
|
5,9
|
3,8
|
7,9
|
Коэффициент пористости, доли ед.
|
0,27
|
0,27
|
0,27
|
0,27
|
0,23
|
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
|
-
|
0,67
|
0,62
|
-
|
0,55
|
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
|
0,47
|
0,57
|
0,58
|
0,51
|
0,50
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
|
0,47
|
0,65
|
0,6
|
0,51
|
0,54
|
Проницаемость, 10-3 мкм2
|
327,8
|
566,9
|
739,4
|
529,9
|
46,2
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
|
5,80
|
5,48
|
5,68
|
5,68
|
3,84
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
|
0,869
|
0,835
|
0,846
|
0,846
|
0,828
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
|
0,889
|
0,883
|
0,890
|
0,890
|
0,883
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
1872,0
|
2009,2
|
2009,2
|
2009,2
|
2255,6-
2293
|
Объёмный коэффициент нефти, доли ед.
|
1,040
|
1,092
|
1,084
|
1,084
|
1,103
|
Содержание серы в нефти, %
|
1,90
|
1,77
|
1,83
|
1,83
|
2,05
|
Содержание парафина в нефти, %
|
4,86
|
3,54
|
3,83
|
3,83
|
3,57
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
5,9
|
9,1
|
9,3
|
9,3
|
9,9
|
Газосодержание, м3/т
|
21
|
38
|
36
|
36
|
44
|
Продолжение таблицы Таблица 1.7
Содержание сероводорода, %
|
отсутствует
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
|
1,000
|
1,004
|
1,003
|
1,003
|
1,002
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
|
1,011
|
1,012
|
1,012
|
1,012
|
1,012
|
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
|
|
нефти
|
8,0
|
9,0
|
9,1
|
9,1
|
9,6
|
воды
|
4,6
|
4,6
|
4,6
|
4,6
|
4,6
|
породы
|
4,9
|
4,5
|
4,5
|
4,5
|
3,3
|
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)
|
11,94
|
23,05
|
20,47
|
11,88
|
4,50
|
Коэффициент вытеснения, доли ед.
|
0,485
|
0,651
|
0,645
|
0,633
|
0,506
|
Таблица 1.8 – Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов БС12, ЮС1
Параметры
|
Пласты
|
БС12
|
ЮС1
|
район скв. №915Р
|
район скв. №1350
|
район скв. №1406
|
Средняя глубина залегания кровли, м
|
2391
|
2744
|
2634
|
2675
|
Тип залежи*
|
ПС, ЛЭ
|
ПС
|
Тип коллектора
|
поровый
|
4,6
|
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
|
1240
|
12745
|
Средняя общая толщина, м
|
15,7
|
10,2
|
16,7
|
14,3
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
|
4,1
|
2,2
|
3,5
|
2,6
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
|
-
|
-
|
2,0
|
0,6
|
Коэффициент пористости, доли ед.
|
0,21
|
0,18
|
0,16
|
0,18
|
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
|
0,39
|
0,46
|
0,41
|
0,44
|
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
|
0,39
|
0,43
|
0,39
|
0,40
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
|
0,39
|
0,45
|
0,40
|
0,43
|
Проницаемость, 10-3 мкм2
|
10,8
|
13,3
|
5,6
|
15,0
|
Коэффициент песчанистости, доли ед.
|
0,28
|
0,25
|
0,29
|
0,24
|
Расчленённость, ед.
|
2
|
2
|
4
|
2
|
Начальная пластовая температура, °С
|
67
|
73
|
-
|
-
|
Продолжение таблицы 1.8
Начальное пластовое давление, МПа
|
23,2
|
27,5
|
-
|
-
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
|
3,84
|
3,13
|
-
|
-
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
|
0,828
|
0,811
|
-
|
-
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
|
0,883
|
0,873
|
-
|
-
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
2342,2-
2377,8
|
2700,0-
2797,0
|
2588,0
|
2646,0
|
Объёмный коэффициент нефти, доли ед.
|
1,103
|
1,131
|
-
|
-
|
Содержание серы в нефти, %
|
2,05
|
1,80
|
-
|
-
|
Содержание парафина в нефти, %
|
3,57
|
2,78
|
-
|
-
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
9,9
|
8,2
|
-
|
-
|
Газосодержание, м3/т
|
44
|
52
|
-
|
-
|
Содержание сероводорода, %
|
отсутствует
|
|
-
|
-
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
|
1,002
|
1,003
|
-
|
-
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
|
1,002
|
1,003
|
-
|
-
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
|
1,012
|
1,012
|
-
|
-
|
Таблица 1.9 – Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ЮС1, ЮС2
Параметры
|
Пласты
|
ЮС1
|
ЮС2
|
район скв. №1555
|
район скв. №67Р
|
в целом
|
Средняя глубина залегания кровли, м
|
2680
|
2729
|
2706
|
2748
|
Тип залежи*
|
ПС
|
Тип коллектора
|
поровый
|
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
|
357
|
13327
|
47204
|
331346
|
Средняя общая толщина, м
|
12,1
|
13,8
|
12,7
|
23,3
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
|
0,9
|
2,1
|
2,5
|
3,1
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
|
0,6
|
-
|
1,3
|
2,8
|
Коэффициент пористости, доли ед.
|
0,16
|
0,18
|
0,17
|
0,17
|
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
|
-
|
0,47
|
0,44
|
0,60
|
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
|
0,42
|
0,38
|
0,38
|
0,57
|
Продолжение таблицы 1.9
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
|
0,42
|
0,41
|
0,42
|
0,60
|
Проницаемость, 10-3 мкм2
|
6,3
|
12,0
|
12,1
|
7,9
|
Коэффициент песчанистости, доли ед.
|
0,83
|
0,29
|
0,26
|
0,21
|
Расчленённость, ед.
|
2
|
5
|
3
|
4
|
Начальная пластовая температура, °С
|
73
|
73
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
27,5
|
28,6
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
|
3,13
|
3,13
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
|
0,811
|
0,811
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
|
0,873
|
0,873
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
2637,9
|
2704,9
|
|
-
|
Объёмный коэффициент нефти, доли ед.
|
1,131
|
1,131
|
Содержание серы в нефти, %
|
1,80
|
1,80
|
Содержание парафина в нефти, %
|
2,78
|
2,78
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
8,2
|
8,2
|
Газосодержание, м3/т
|
52
|
52
|
Содержание сероводорода, %
|
отсутствует
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
|
1,003
|
1,003
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
|
1,012
|
1,013
|
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
|
|
нефти
|
10,5
|
10,5
|
воды
|
4,6
|
4,6
|
Средняя глубина залегания кровли, м
|
2680
|
2729
|
2706
|
2748
|
породы
|
3,8
|
3,6
|
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)
|
|
|
0,93
|
1,44
|
Коэффициент вытеснения, доли ед.
|
0,431
|
0,446
|
0,443
|
0,465
|
|
|
|
|
|
|
Скачать 2.07 Mb.