курсовой проект. КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Хисамов Динар группа 34. Курсовой проект по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин на тему анализ результатов проведения геологотехнических мероприятий на добывающем фонде ершового месторождения
 Скачать 2.64 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» на тему: «АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ДОБЫВАЮЩЕМ ФОНДЕ ЕРШОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ» Выполнил студент: Хисамов Динар Анисович Направления подготовки/специальности: Бурение нефтяных и газовых скважин Группы: ЗССПБ-21.03.015-34(К) Научный руководитель: ________________ Итоговая оценка по курсовой работе (проекту)_______________________ Ижевск – 2021 г. Перечень используемых условных обозначений, сокращений, терминов КНБК – компоновка низа бурильной колонны ПБ в НГП – правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПВО – противовыбросовое оборудование СБТ – стальные бурильные трубы СПО – спускоподъёмные операции ТБПВ – трубы бурильные с приваренными замками с высадкой концов внутрь ТБПК - трубы бурильные с приваренными замками с комбинированной высадкой концов ТБПН - трубы бурильные с приваренными замками с высадкой концов наружу УБТ – утяжеленные бурильные трубы ПВО–противовыбросовое оборудование ГНВП–газонефтеводопроявление АВПД–аномально высокое пластовое давление ГИС–геофизические исследования скважин СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………..……..…..……..….................…4 1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ……………………….……….....………………………...5 1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика Ершового месторождения………....5 1. 2. Коллекторские свойства продуктивных пластов ………...…….………………...…7 1.3. Нефтегазоносность ………………..………………………………..…………………13 1.4. Градиенты давления, изменение температуры по разрезу скважин……………......17 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ……………………………………………………….22 2.1. Этапы проектирования Ершового месторождения……………………………….….22 2. 2. Балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа ………………………………........25 2.3. Анализ текущего состояния разработки месторождения и фонда скважин ……....30 2.4 Анализ фонда скважин, оборудованных УЭЦН………......………....…..…………....33 2.5. Контроль за разработкой Ершового месторождения…………………….…………..36 3.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ……………………………………..……………….….……..41 3.1. Конструкция скважин…………………………………………………………..…...….41 3.2. Внутрискважинное оборудование скважин, используемых УЭЦН…….….………..44 3.3. Наземное оборудование скважин, оборудованных УЭЦН………………….……….51 3.4. Мероприятия по предупреждению аварий и осложнений при строительстве скважин . Методы увеличения нефтеотдачи пластов…................................……………………...…52 3.5. Анализ проведенных ремонтно-изоляционных работ…………………………..……54 3.6. Анализ проведенных работ по гидравлическому разрыву пласта…………….….….61 3.7. Анализ проведенных работ по оптимизации режимов эксплуатации скважин…..…65 3.8. Расчет и подбор оборудования УЭЦН на скважине № 7110 куст № 65Б Ершового месторождения……………………………………………………...……………..…….…...68 3.9. Расчет и подбор оборудования УЭЦН на скважине № 7110 куст № 65Б Ершового месторождения………………………………………………………………………….........75 Заключение …………………………………………………….……………...................…..81 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ….……….…....……….…………….….…84 ВВЕДЕНИЕ Ершовое нефтяное месторождение открыто в 1979 году, с 1981 года начата его промышленная разведка. Залежи нефти выявлены в нижнемеловых (горизонты БВ10 и БВ19-22) и верхнеюрских (горизонт ЮВ1) отложениях. Первоначальный подсчет запасов нефти с утверждением в ГКЗ СССР проводился в 1984 году (протокол № 9631 от 21.12.1984 г.). Запасы нефти были утверждены по основному объекту ЮВ1. От утверждения запасов нефти по ачимовской толще (пласты БВ19-22) было решено воздержаться, рекомендовано проведение дополнительных исследований по уточнению геологического строения и характера насыщения этих отложений1. На основании «Дополнительной записки к Технологической схеме разработки», составленной ПермьНИПИнефть (протокол ЦКР Миннефтепрома СССР № 1182 от 18.02.1986 г.), введен в разработку объект ЮВ1. Дополнительной запиской предусматривалось: • трехрядная блоковая система разработки с шириной блока 1620 м и расстоянием между скважинами 400х400 м; расстояние между нагнетательными скважинами 200 м, плотность сетки скважин - 16,4 га/скв; • использование сеноманской воды в качестве вытесняющего агента, давление нагнетания 18 МПа; • бурение 955 скважин, из них добывающих - 487, нагнетательных - 248, резервных - 220; • для организации водоснабжения системы ППД предполагалось пробурить 20 водозаборных скважин на сеноманский горизонт ПК. Нефтеносность залежи горизонта БВ10 была выявлена позже по результатам разведочного бурения. В промышленную эксплуатацию юрская залежь введена в 1986 году (протокол № 1182 от 18.02.1986 г.)2. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1. 1. Литолого-стратиграфическая характеристика Ершового месторождения Геологический разрез Ершового месторождения нефти по данным бурения сложен мощной (до 2,7 - 3,0 км) толщей терригенных песчано-алевритовых и глинистых пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих с угловым и стратиграфическим несогласием на глинисто-песчаных породах триаса (скв. Р-170), глинистых сланцах (скв. 3п), базальтах (скв. 4п, 6п) и известняках (скв. 1п, 2п, 7п) доюрского основания3. Отложения юрской системы, трансгрессивно залегающие на доюрском фундаменте и образованиях триаса, в верхней части разреза (васюганская свита, продуктивный горизонт ЮB1) содержат скопления нефти. Продуктивный горизонт ЮB1 (верхнеюрский отдел, оксфордский ярус) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, которые переслаиваются с глинистыми разностями этих пород, глинами, известняками, прослоями каменного угля. Толщина объекта достигает 50 и более метров. Покрышкой горизонта ЮВ1 служат тонкодисперсные известковистые глины с включениями глауконита и мелкозернистые плотные известняки георгиевской свиты (кимериджский ярус) толщиной до 3 - 5 м. В вышезалегающих отложениях неокома (берриас-валанжин) продуктивными являются ачимовская толща (пласты БB19-22) и пласт БВ10. Продуктивные отложения ачимовской толщи на всей территории месторождения перекрываются глинистой пачкой, в которой содержатся линзовидные включения (гнезда) и прослои песчаников и алевролитов. Толщина ачимовской пачки 58 - 122 м. Продуктивный пласт БВ10 (валанжин), который нефтеносен только в северной части месторождения, сложен толщей (11 - 30 м) мелко-,-среднезернистых песчаников с прослоями песчаных алевролитов и глин. Покрышкой пласта служат тонкодисперсные и слабоалевритистые глины, иногда с тонкими (2-5 см) прослоями алевролитов и углисто-глинистого материала. Толщина ее составляет 7 - 24 м. В тектоническом плане Ершовая структура размещается на одноименном куполовидном поднятии II порядка, осложняющем Тагринско-Ярайнерский крупный вал. По кровле продуктивного горизонта ЮВ1 Ершовое поднятие имеет сложное строение и состоит из структурных элементов брахиантиклинальной (в южной) и линейной (в северной части структуры) формы. В целом поднятие представляет собой вытянутую в северном направлении антиклинальную складку с размерами 20,0 х 7,5 км (по замкнутой изогипсе -2490 м) и амплитуду 106 м. Складка осложнена тремя локальными поднятиями III порядка: северным, центральным и южным, которые разделяются неглубокими (до 10 - 15 м) структурными понижениями-седловинами и структурными заливами. Северное поднятие (район скв. Р-188) в границах замкнутой изогипсы -2460 м имеет размеры 3,0 х 1,0 км, амплитуду 23 м и северо-восточное простирание; центральное поднятие (район скв. 2564) также ориентировано в северо-восточном направлении, его размеры 3,0 х 1,3 км, амплитуда 26 м; южное поднятие (район скв. 2842) представляет собой структурное осложнение изометричного строения с размерами 8,5 х 6,2 км и амплитудой 78 м (по замкнутой изогипсе -2460 м)4. Южное поднятие также имеет весьма сложное морфологическое строение и осложнено, в свою очередь, мелкими - от 1,25 х 0,5 км до 3,75 х 0,5 км куполками и довольно глубокими (от 2,0 до 3,5 км) структурными заливами (в районе скв. 2873 -2849, 3156 - 2910 и т. д.). Структурные планы ачимовской толщи (пласты БВ19-22) продуктивного горизонта ЮB1 являются конформными, т. е. практически совпадают. Структурный план пласта БВ10 северного и центрального поднятий Ершовой структуры, где пласт БВ10 нефтенасыщен, осложнен серией мелких (от 2,5 х 1,0 км на юге до 1,25 х 0,25 км на севере) куполов северо-восточного простирания с амплитудой от 4 - 9 до 21 м. Ершовое месторождение нефти согласно схеме нефтегеологического районирования Западно-Сибирской провинции входит в состав Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской НГО5. 1.2. Коллекторские свойства продуктивных пластов Физико-химическое свойства пластовых, разгазированных нефтей нефтяных газов изучены на образцах глубинных и поверхностных проб, полученных из скважин, вскрывших пласты БВ10, БВ19-22 ачимовской толщи и горизонта ЮВ1. Исследования проведены по разведочным и эксплуатационным скважинам в период 1981-1988 гг. Как было в последствии установлено, добытая из пластов ачимовской толщи нефть в основном была получена из горизонта ЮВ1 за счёт заколонных перетоков, имевших место из-за негерметичности цементного камня. В связи с этим, исследованные пробы нефтей и газов пластов БВ19-22 следует отнестикпластуЮВ1. Из проведённого обобщения следует, что пластовые нефти юрских отложений находятся в условиях достаточно высоких пластовых давлений (25 МПа) и температур (87 ºС), недонасыщены газом – давление насыщения нефтей значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 8-10 МПа. Газосодержание нефтей находится в диапазоне 69,0 м3/т – 109,8 м3/т. В условиях пласта и на поверхности нефти лёгкие. Компонентный состав пластовых нефтей объекта ЮВ1 характеризуется средней молярной долей метана 24,08%, суммарное количество углеводов С2Н6 – С5Н12 составляет 18,8%, молярная масса – 121. Более тяжёлая нефть пласта БВ10 характеризуется малярной массой 148, молярной долей метана 20,86%, суммарным количеством углеводородов С2Н6 – С5Н12 – 9,4%. Для всех нефтей характерно преобладание нормального бутана и пентана над изомерами. Количество лёгких углеводородов СН4 – С5Н12, растворённых в разгазированных нефтях составляет 7,1 – 10,6%. В нефтяном газе стандартной сепарации нефтей пласта ЮВ1 молярное содержание метана составляет 62,83%. Газ и нефти пласта БВ10 более лёгкий, содержание метана в нём составляет 75,71%. Отношение этана к пропану во всех газах 0,5 – 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Количество тяжёлых углеводородов (С6Н14 + высшие) в газе изменяется от 0,37 до 0,61% объёмных. Разгазированные нефти изучаемых объектов парафинистые, малосмолистые, маловязкие, лёгкие, с содержанием фракций выкипающих до 350 0С, более 55%. Нефти пласта БВ10 малосернистые(0,37%), юрского горизонта – сернистые (0,58%). Технологический шифр нефтей пласта БВ10 – IТ1П2, горизонта ЮВ1 – IIТ1П26. При подсчёте запасов нефти и анализе разработки месторождения используются численные значения газового фактора, объёмного коэффициента и плотности сепарированной нефти, полученные по осреднённым давлениям и температурам сепарации нефти на ступенях согласно схеме промыслового обустройства. Подземные воды продуктивных пластов БВ10, БВ19-22 ачимовской толщи и горизонта ЮВ1 по химическому составу относятся к хлоридным натриевым. Минерализация вод нижнемелового комплекса колеблется от 16,4 до 31,6 г/л, а верхнеюрских отложений достигает 44,6 г/л, плотность также возрастает вниз по разрезу. В условиях пласта воды насыщены газом метанового типа. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2-2,5м3/м3. По мере удаления от ВНК количество растворённого газа резко снижается и на периферии не превышает 0,3 – 0,6 м3/м3. Содержание тяжелых углеводородов в составе водорастворённых газов не превышает 2-4%, однако вблизи контуров нефтяных залежей оно может достигать 10%, что подтверждается результатами исследований водорастворённых газов Самотлорского месторождения. Концентрация неуглеводородных компонентов (углекислый газ, азот) не превышает в сумме 3-4%. Сероводород в составе газов по району в целом не обнаружен7. Водонефтяные смеси могут образовывать относительно стойкие и высоковязкие эмульсии, реологическая характеристика которых во многом определяется условиями их образования, температурой и градиентом скорости потока. Результаты расчетной оценки вязкости и плотности водонефтяных смесей при условиях, характерных для систем внутрипромыслового сбора и транспорта продукции скважин, представлены в таблице 2.1. Интерпретация параметров пластовых флюидов в форме, удобной для проведения расчетов с применением гидродинамической модели трехфазной фильтрации в пористой среде, представлена в таблице 2.2. Таблица 2.1 Основные свойства водонефтяных смесей.
Таблица 2.2 Обобщённая характеристика пластовых флюидов
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||