Карнаухов курсовой ЭНГС. Повышение продуктивности скважин при разработке месторождения Мунайлы

• Название: Повышение продуктивности скважин при разработке месторождения Мунайлы
• Дата: 06.06.2022
• Размер: 263.21 Kb.
• Имя файла: Карнаухов курсовой ЭНГС.docx
• Тип: Курсовой проект; #571828

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Прикаспийский современный высший колледж

Регист. номер __________ Отделение: Инф.-техническое

« »___________ 2022 год Специальность:0809000

«Эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений»

Группа: 8.18.42

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Дисциплина: «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

Тема: «Повышение продуктивности скважин при разработке

месторождения Мунайлы»

Выполнил: ___________________ /Карнаухов А./

Руководитель: __________________ / Уразов Н.М./

Зав.кафедрой:____________________ /Уразов Н.М./

Зав.отделением: ______________ /Абишева Ф.Н./

Атырау 2021 год

«Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Группа 8.18.42

Ф.И.О. студента

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...................................................................................................................

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Основные сведения о месторождении Мунайлы.............................................

1.2 Стратиграфия месторождения...........................................................................

1.3 Тектоника месторождения.................................................................................

1.4 Физические свойства пластовой нефти............................................................

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Текущее состояние разработки месторождения..............................................

2.2 Расчет объема нагнетаемой воды для поддержание пластового давления....

2.3 Расчет объема нагнетаемого газа в пласт и количества газонагнетательных скважин.......................................................................................................................

2.4 Расчет диаметра фонтанного подъемника.........................................................

2.5 Расчет плотности нефти в пластовых условиях................................................

2.6 Определение пластового давление в добываемой скважине.............................

2.7 Повышение продуктивности скважин при разработке месторождения.........

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..................................................................................................................

3 ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.............................................................................................

ВВЕДЕНИЕ

1.1 Нефтяное месторождение Мунайлы расположено в Жылыойском районе Атырауской области, в 205 км к восток-юго-востоку от г. Атырау. Структура подготовлена сейсморазведкой и структурно-геологической съемкой в 1931 г. Поисковое бурение начато в 1946 г. Месторождение открыто в 1947 г. Разведка проводилась в 1947-1951 гг. Тектонически представляет собой двукрылую солянокупольную структуру. Нефтеносны нижнемеловые, среднеюрские и пермотриасовые отложения, где выделено 11 нефтяных горизонтов: I и II неокомские, I, II, III, IV, V, VI, VII среднеюрские, среднеюрский и пермотриасовый. (Рис.84). Нефтеносные горизонты в неокоме залегают на глубинах 523-563 м, в средней юре - на 902-1372 м в пермотриасе - на 1649 м. Высота неокомских залежей 61-63 м, среднеюрских 31-70 м, пермотриасовой 9 м. ВНК залегает на отметках - 586-624 м, -1142-1403 м и -1658 м соответственно в неокомских, среднеюрских и пермотриасовых залежах. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные. Продуктивные горизонты сложены терригенными породами, коллектора поровые. Эффективная толщина неокомских горизонтов равна 2,617 мкм2, юрских 0,157-1,088 мкм2. Начальные дебиты нефти 1,7-9,8 м3/сут. Начальное пластовое давление 6-14 МПа, температура пласта 32-630С. Плотность нефти 817-909 кг/м3. Нефти малосернистые 0,05-0,41%, содержат 0,74-2,5% парафина. Режим работы залежей водонапорный. Пластовые хлоркальциевые воды имеют плотность 1086-1137 кг/м3 и минерализацию 126,9-205,5 г/л. Месторождение находится в завершающей стадии разработки.

1.2 Стратиграфия разрез девонский отложений начинается красногорской красноцветной терригенной свитой мощностью около 250 м залегающей с угловым несогласием на докембрии. Выше залегают дмитриевско-перебойская толща, состоящая из зеленовато-серых аргиллитов, желтовато-серых песчаников и конгломератов с пачкой битуминозных известняков и горючих сланцев. На этом же уровне или стратиграфически выше залегает эффузивно-туфогенная толща

Она перекрывается барзасской продуктивной свитой мощностью до 300 м, представленной в основном зеленовато серыми аргиллитами, реже-песчаниками и конгломератами с пластом и прослоями угля.

Все практически значимые месторождений углей приурочены к нижнедевонской барзасской свите. В ее составе преобладают красноватые и зеленовато-серые аргиллиты, песчаники с подчиненным участием конгломератов, известняков, единичными пластами и прослоями углей и маломощными силлами базальтоидов. Стратиграфически выше залегают преимущественно морские верхнедевонские, нижнекарбоновые и верхнепалеозойские угленосные отложение.

1.3 На одном и том же месторождении встречаются залежи самых различных типов: пластовые сводовые залежи, массивные залежи, литологические залежи и др.
Классификация месторождений нефти и газа должно, прежде всего, характеризоваться геологическим строением участка земной коры, к которому они приурочены, и типами ловушек с залежами. Часто приводят такие сведения, как структурное положение данного участка с месторождением по отношению к более крупному тектоническому элементу земной коры I, II порядков; соотношение структурных планов, т.е. имеется ли несоответствие между структурными планами различных этажей; количество залежей; запасы нефти; глубина залегания продуктивных пластов; зональность в вертикальном разрезе залежей; проницаемость; пористость; дебиты нефти и газа и другие данные. Большинство предложенных классификаций месторождений нефти и газа проведено по тектоническому принципу.
Известный геолог-нефтяник А.А.Бакиров выделяет следующие типы месторождений: месторождения структурного типа; месторождения рифогенного типа; месторождения литологического типа; месторождения стратиграфического типа; месторождения литолого-стратиграфического типа.
Эта классификация основана на генетических принципах и отражает особенности формирования ловушек.

1.4 Физические свойства нефти в пластовых условиях сильно отличаются от свойств дегазированной нефти, т.е. нефти в атмосферных условиях. Эти отличия вызываются влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

Плотностьдегазированной нефти может изменяться в широких пределах – от 7000 до 1000 кг/м³ и более. В пластовых условиях плотность изменяется в зависимости от давления, кол-ва растворенного газа, температуры. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением двух других факторов – уменьшается. Влияние кол-ва растворенного газа и температуры сказывается сильнее, поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности дегазированной нефти на поверхности.

Отношение объёма жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объёму этой же жидкости после дегазации называют объёмным коэффициентом.

Используя объёмный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, которая показывает, на сколько процентов уменьшается объём пластовой нефти при извлечении её на поверхность.

Усадка нефти u=(b-1)100%

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости, определяемым из соотношения β_Н=-1/V*∆V/∆Р, где

β_Н-коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; ∆V-изменение объёма нефти, м³; V-исходный объём нефти, м³; ∆Р- изменение давления, Па.

Из уравнения следует, что коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение единицы объёма нефти при изменении давления на 1 единицу.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворённого газа, имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости. Лёгкие нефти, содержащие значительное кол-во растворенного газа, имеют повышенный коэффициент сжимаемости.

Вязкостьпластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти вследствие большого кол-ва растворённого газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением кол-ва газа в растворе, с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

2 Технико-Технологическая часть

2.1 Первая стадия разработки (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода.

Вторая стадия разработки (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется стабильными годовыми отборами нефти в соответствии с запроектированными показателями.

Третья стадия разработки (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме.

Четвертая стадия разработки (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

Регулирование разработки нефтяного месторождения - это совокупность мероприятий по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным.

Показатели разработки

Добыча нефти Qн - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объекте, в единицу времени (тонн/сутки).

Добыча жидкости Qж - суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (м3 /сут).

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам.

Конечная нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим

Обводненность продукции B - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы.

Водонефтяной фактор - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения (м3/т).

Фонд скважин - общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения.

3.3 Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД должна обеспечивать: - необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами; - подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико- химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов; - проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом; - герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод; - возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин. Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.10.1) - систему нагнетательных скважин; - систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); - станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

2.2 Основным методом увеличения нефтеотдачи является заводнение как на вновь вводимых в разработку объектах, так на истощенных месторождениях. Вследствие выработки запасов нефти пластовое давление в залежи падает, депрессия на забоях и дебит добывающих скважинах уменьшается. Для поддержания пластового давления применяются различные виды заводнения

Задача

Суточная добыча нефти Qн из элемента эксплуатационного объекта составляет 700 г, суточная добыча воды Qв составляет 225 т,

суточная добыча газа Vг составляет 99900 × 10 м3,объемный коэффициент нефти Вн равен 1,45, коэффициент растворимости газа в нефти а равен 8,3 м3/м3 плотность нефти рн составляет 880 кг/м3, коэффициент сжимаемости газа Zравен 0,883 пластовое давление Рпл составляет 8,65Мпа, пластовая температура Тпл составляет 345 К, атмосферное давление Р0 равно 0,1 Мпа коэффициент проницаемости пласта к равен 1,55 × 10 -12 м2, перепад давление на забое Р равен 1,6 Мпа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины 0,85 половина расстояния между нагнетательными скважинами Rравна 550 м, радиус забоя скважины ге равен 0,154 м, вязкость воды в равна 1 Мпа×с Определить количество воды, необходимой для поддержания пластового давление и приемистости нагнетательных скважин

Решение

2.2 Определяем объем нефти добываемой в пластовых условиях

=1153 м3

2Определяем объем свободного газа в залежи,приведенный к атмосферным условиям

Vсв=Vr- =99900- 42790м3

3 Определяем объем свободного газа в пластовых условиях

Vпл= = =552м3

4 Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях

Vсв=Qн+Vпл+Qв=1153+552+225=1930м3

5 Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в элемент эксплутационного объекта воды не менее указанного объема. При К=1,2- коэффициент избытка, потребуется следующее количество воды

Qн=VK=1930 1,2=2316м3/сут

6 Определяем приемистость нагнетательных скважин

Q = = =0,0161 м3/сек=1391 м3/сут

Количество нагнетательных скважин

N=Vв÷Qвн

2.3 Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляют по формуле

= - ( ) = – ( 11,8-8,4-3)=62

Где -стоимость нагнетательной скважины руб

С- Кпд насосного агрегата(с=0,6)

= коэффициент приемистости нагнетательной скважины м3/(сут-Мпа)

t-время работы нагнетательной скважины

w-энергетические затраты на нагнетание 1 воды при повышении давления на 1 Мпа кВт*ч/( Мпа) (w=027)

-стоимость 1 кВт ч электроэнергии (кВт ч) (Сс=0,015)

-среднее пластовое давление нагнетание воды Мпа

-потери давление при движении воды от насоса до забоя Мпа( =3 Мпа)

-гидростатическое давление воды в скважине Мпа

Гидростатическое давление воды в скважине рассчитаем по формуле

= *рв*g* = *1050*9,81*1150=1,18 МПа

Где -глубина скважины

-плотность нагнетаемой воды,кг/ .Так как при заводнении для закачки используют попутную добываемую воду то при расчетах принять =

Давление на забое нагнетательной скважины

= + *Рв*g*Lc-Pmp=62* *1050*38*1150-3=284,287

Необходимое количество суточной закачиваемой воды (в /сут) рассчитывают по формуле

Vb=1,2*( + + )=1,2*(1,322+448,019+5440)=7067,2

Где -объем добываемой из залежи нефти приведенной к пластовым условиям /сут)

-объем свободного газа в пласте при и который добывается вместе с нефтью за сутки /сут

-объем добываемой из залежи воды /сут

Объем нефти в пластовых условиях рассчитывают по формуле

= * * + = *11500*1,15+853=1,322

Где -количество дегазированной нефти добываемое из залежи за сутки т/сут

-объемный коэффициент нефти при пластовых условиях ( =1,15)

-плотность нефти дегазированной кг/

Объем воды в пластовых условиях рассчитывают по формуле

= * * ÷ = *5600*1,02÷1050=5440

Где -количество дегазированной воды добываемое из заежи за сутки т/сут

-объемный коэффициент воды при пластовых условиях =1,02)

- плотность воды дегазированной кг/

Объем воды в пластовых условиях рассчитывают по формуле

= = =448,019

Где Г-газовый фактор /

u-средний коэффициент растворимости газа в нефти / Мпа)(u=5 )( Мпа)

z-коэффициент сверхсжимаемости газа(z=0,87)

-давление нормальных условий Мпа

-пластовая температура К

Объем закачки воды в одну нагнетательную скважину рассчитывается

= ( - )=61(284,87-8,4)=16864,67

n=Vв÷Qвн=0,419

2.4 Расчет диаметра фонтанного подъемника

D=0,074 = D=0,074 * =3,4*0,074*11=2,7 дюйм

2.5 Расчет плотности нефти в пластовых условиях

= * ( - * ) = = * (869-1,53*32,4)=752

2.6 Определние пластового давление в добываемой скважине

= - =1900-36=1864

= = =830,5

= * *g* =1864*830,5*9,8*0,000001=15,1Мпа

2.7 Всего существует три разновидности методов увеличения производительности скважин посредством влияния на призабойную зону:

• 
  Химические способы. Их обычно используют, если проницаемость стала хуже по причине отложения растворимых в реагентах веществ. В качестве примера можно привести соляно-кислотную призабойную обработку, метод СКО.
  
• 
  Механические способы. Их используют в твердой породе с низкой степенью проницаемости, основной вид работы – гидроразрыв пласта.
  
• 
  Тепловые способы применяются в случае отложения смол, парафина, асфальтовых компонентов или в случае фильтрации нефтепродукта высокой вязкости. В этом случае проводится прогрев призабойной зоны.
  

Помимо того, методы увеличения производительности могут быть комплексными: сочетание гидроразрыва с СКО, тепловой с кислотной обработкой. Выбор способа делается, исходя из условий конкретной скважины.

Обработка при помощи кислоты необходима для очистки при забойной области и компрессионных труб от отложений солей, парафиновых элементов, коррозионных продуктов, когда проводится запуск оборудования. При влиянии кислотных составов в породах появляются специфичные пустоты, из-за чего растет их проницаемость, что необходимо и для увеличения производительности скважины.

Для очистки забойных зон открытого типа и скважинных стенок применяются кислотные ванны, которые устраняют корку глины, цементных составов, смол, коррозийных продуктов и других наслоений. При использовании важно рассчитать объем раствора, который не должен превысить стволовой объем на рассчитанный отрезок колонны. Раствор должен быть выдержан внутри на протяжении 18-24 часов, после этого его удаляют из скважины при помощи промывочного процесса обратного типа, применяя воду.

Заключение

усилия ученых отрасли должны быть направлены на разработку приоритетных направлений научно-технического прогресса с целью увеличения эффективности методов повышения нефтеотдачи и новых технологий, усилия производственных организаций на внедрение в промышленных масштабах наиболее эффективных разработок.

Однако в последние годы возникло много осложнений, связанных с внедрением новых методов и технологий, обусловленных тем, что их применение требует дополнительных эксплуатационных затрат на химические реагенты и технические средства. Это отрицательно влияет на конечные экономические показатели производственной деятельности предприятий. Установленные в настоящее время налоги на нефть не дают решать проблему экономического стимулирования добычи нефти новыми методами. В условиях повышенных затрат эти методы для производственных объединений являются нерентабельными.

Необходимо принятие решений, которые позволили бы согласовать экономические интересы народного хозяйства страны и нефтедобывающего предприятия. Механизмы, стимулирующие развитие новых методов, широко применяются во многих нефтедобывающих странах мира.

предполагается создание в регионах специализированных организаций для применения в промышленных масштабах новых методов повышения нефтеотдачи пластов и новых технологий.

Очевидно, целесообразно в дальнейшем рассмотреть вопрос о разработке дифференцированной системы налогообложения в зависимости от кондиций месторождений (акцизные сборы, плата за недра, налог на прибыль и другие), обеспечивающей равную по уровню рентабельности добычу нефти за счет описанных методов и технологий.

Эти меры позволили бы осуществлять финансирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию новых технологий и технических средств, развивать материально-техническую базу научно-исследовательских организаций, занимающихся разработкой указанных в работе методов, значительно наращивать добычу нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

3 Графическая часть