Анализ применения малогабаритных ЭЦН в скважинах после ЗБС Самотлорского месторождения. ДИПЛОМ БАКАЛАВРА 228. тюменский индустриальный университет филиал тиу в г. Нижневартовске

• Название: тюменский индустриальный университет филиал тиу в г. Нижневартовске
• Анкор: Анализ применения малогабаритных ЭЦН в скважинах после ЗБС Самотлорского месторождения
• Дата: 11.06.2022
• Размер: 6.42 Mb.
• Имя файла: ДИПЛОМ БАКАЛАВРА 228.docx
• Тип: Пояснительная записка; #585574
• страница: 2 из 10

1.1 Географическое расположение 7

1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 14

1.3 Свойства и состав пластовых флюидов 18

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения 23

2.2 Анализ текущего состояния разработки 27

2.4 Анализ показателей работы фонда скважин 34

3 АНАЛИЗ ПРМЕНЕНИЯ МАЛОГАБАРИТНЫХ ЭЦН В СКАЖИНАХ ПОСЛЕ ЗБС НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 46

3.1 Анализ скважин Самотлорского месторождения с боковым стволом 46

3.2 Эффективность применения малогабаритного ЭЦН в скважине после ЗБС 50

3.3 Вариант 1.С использованием ЭЦН габарита 5А-60-1350. 54

3.4 Вариант 2. С использованием ЭЦН 3-80-2200 габарита, (спускаемого непосредственно в сам боковой ствол). 55

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 63

Самотлорское месторождение — долгоразрабатываемое месторождение. На данный момент месторождение находится в разработке порядка 40 лет, при этом в разработке находятся 11 объектов.

Бурение боковых стволов (ЗБС) является перспективной технологией вовлечения в разработку месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки.

На Самотлорском месторожденнии глубина залегания пластов варьируется от полутора до двух с половиной тысяч метров, при этом свойства этих пластов кардинально отличаются. Рентабельность добычи нефти со временем становится всё ниже и ниже, это связано с постепенным извлечением легко добываемых запасов, и высоким содержанием остаточных. Для того, чтобы уровень добычи нефти оставался в пределах допустимого, происходит вовлечение в разработку таких технологий, как гидроразрыв пласта с управляемой технологией промывки трещин. Так же одной из перспективных технологий является применение технологий, направленных на отклонение потока жидкости, заключающихся в закачке пропанта жидкости в область пласта с высокими фильтрационными характеристиками, позволяющие изолировать их, и вовлечь в разработку участки коллектора с плохими фильтрационными свойствами, и т.д. Одной из главных причин бурения боковых стволов скважин на Самотлорском месторождении является увеличение охвата пласта, которое в свою очередь затрагивает и положительно влияет на экономическую эффективность бурения. В общем виде – забурка бокового ствола, это сложный технологический процесс, при котором важно соблюдать технологический регламент и проводить исследования бурения, геологии, а так же учитывать экономический эффект процесса.

1 ХАРАКТЕРИСТИКА САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое расположение

Г
еографическое положение Самотлорского месторождения выделено Нижневартовским районом Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Тюменской области. Данное месторождение располагается с правой стороны берега среднего течения реки Обь, ниже по течению от устья правобережного притока – р. Вах, на водосборной площади р. Ватинский Еган и притоков р. Вах и р. Оби. С южной стороны территория месторождения ограничена правым берегом р. Оби и ее притоками, с восточной стороны – р. Вах и ее правобережными притоками. Обзорная карта-схема Самотлорского месторождения представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 – Обзорная карта Самотлорского месторождения

В конце сороковых – начале пятидесятых годов начались систематические геолого-геофизические исследования. Эти работы позволили определить локальные структуры продуктивных горизонтов. На Западной Сибири с 1947 г. применяется поисковое бурение. Этот год поставил начало для планового изучения гологического строения данного района. мощность которых может варьировать от 2 до 5 м.

Были выполнены следующие работы:

× аэромагнитная съемка масштаба 1:1 000 000;

× гравиметрическая съемка масштаба 1:1 000 000;

× сейсмозондирование и колонковое бурение.

После фактически полного изучения результатов исследования, геологам удалось рассчитать и спрогнозировать будущие свойства строения осадочного чехла.

По результатам исследования появилась возможность выявления структуры тектонического строения первого порядка, удалось объединить фундамент платформы.

Экспедиция «Главтюменьгеология» в 1965 году смогли пробурить первую скважину (поисковую) №1П на участке приуроченному к верхнему своду пласта.

Всего, геологоразведочные работы подразумевали несколько этапов:

I – поисковый , представляющий из себя поиск залежей нефти, результатами которой обнаружены залежи нефти в группах пластов АВ и БВ;

II – промышленной разведки (1967-1973 гг.), завершившийся разведкой залежей в основных продуктивных горизонтах по промышленным категориям и передачей месторождения нефтедобывающей организации (Главтюменнефтегаз);

III – доразведка месторождения в процессе эксплуатации.

Вводились в разработку самые продуктивные и нефтенасыщенные участки Самотлорского месторождения. Это позволило за малый период времени увеличить объем информации по геологии и промыслу благодаря пробуриванию эксплуатационных скважин, так же это способствовало хорошей выработке запасов.

Первый этап освоения проходил с 1969 по 1975 года и на данном этапе необходимо было: установить положение контуров нефтеносности (ВНК, ГНК, ГВК), определить объемы залежей, обосновать геологические и извлекаемые запасы. Поэтому максимальная сетка скважин составляла 800х800 метров.

На следующем этапе, а именно втором этапе освоения начиная с 1976 года по 1981 год объем бурения вырос больше, чем в 2 раза, а именно с 1,2 млн м до 2,6 млн м. Газонефтяной контакт, водонефтяной контакт, газоводяной контакт к этому времени уже были установлены. Этот этап можно связать с изучением неоднородности и созданием новой геологической модели пластов.

Начиная с 1981 года все усилия направились на одну важную задачу – контур залежей в зонах верхних продуктивных горизонтов месторождения. Так же все внимание было направлено на доразведку объектов БВ, ЮВ, ач. С помощью пробуренных поисковых и скважин, предназначенных для разведки . С помощью отбора керна и его исследования удалось выявить нефтенасыщенные зоны. Так же были проведены многочисленные исследования нефти.

Благодаря качественному анализу, результат исследования позволил более качественно выявить отложения в пластах АВ1-5, БВ8-10 а так же определить новые отложения в пластах АВ6-8, БВ0-3, ач, ЮВ1.

Стало понятно, что тектоника месторождения достаточно сложного строения, объясняется это наличием литологических и структурно-литологических ловушек.

Главной особенностью после подсчетов НИЗ было обоснование контура верхних горизонтов месторождения.

Все усилия направились на одну важную задачу – контур залежей в зонах верхних продуктивных горизонтов месторождения. Так же все внимание было направлено на доразведку объектов БВ, ЮВ, ач.

С помощью пробуренных поисковых и скважин, предназначенных для разведки. С помощью отбора керна и его исследования удалось выявить нефтенасыщенные зоны. Так же были проведены многочисленные исследования нефти.

Обосновали положение ГНК, ВНК, ГВК с помощью материалов опробования.

Помимо поисковых скважин и разведочных скважин, также бурились эксплуатационные скважины с целью эффективной доразведки месторождения. Распространение залежей, точнее говоря, область распространения уточняли с помощью сейсморазведочной работы.

Все разведанные объекты стали считаться перспективными по приросту запасов, но также остались почти неразведанные зоны тюменской свиты, где, возможно, располагается достаточно продуктивная часть залежи.

Процесс разбуривания разделился на 2 перспективных поисково-разведочных этажа:

1. АВ1-9 и БВ8-10;

2. ЮВ1 и ачимовская толща (БВ16-22).

Гидродинамическими исследованиями проверялись пробы нефти из скважин.

Благодаря поисковому, разведочному и углубленному бурению, а так бурению эксплуатационных скважин на месторождении были открыты: перспективный объект БВ7 (Мартовское поднятие), на объектах АВ6-8, БВ0, БВ8(1-3), в пластах ачимовской толщи, ЮВ1 новые продуктивные нефтегазовые залежи.

Область распространения была обозначена благодаря тем же сейсморазведочным работам.

С 2005 года по 2011 год пробурили четырнадцать поисковых, разведочных и оценочных скважин.

Благодаря данным, полученным с этих скважин, уточнили планы структуры и положения контура нефтеносности для пластов ПК12(1), ПК15(1), ПК16(1), АВ1(1-2), АВ1(3), БВ8, БВ10, БВ21-22, ЮВ1. В 2014 году утверждены два проектных документа: «Проект пробной эксплуатации залежей покурской свиты пласта ПК17 Самотлорского месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 28.10.2018 № 45-14).

В целом, в период с 2005 по 2016 год Самотлорское месторождение разрабатывается с применением новейших технологий добычи нефти, среди которых: оптимизация работы нефтедобывающего оборудования, применение новейших технологий обеспечения безопасности работников, месторождение разрабатывается в основном при помощи глубинных электроцентробежных насосов, так же на месторождении около десяти процентов штанговых насосных установок.

Обеспечение беспрерывной рентабельной добычи в основном обуславливается широким спектром применения методов увеличения нефтеотдачи, геофизическим исследованиям, методам интенсификации притока к скважине.

Основными методами интенсификации притока на Самотлорском месторождения являлись:

Применение технологии последовательного гидроразрыва пласта, гидропескоструйная перфорация,

К тепловым методам воздействия на пласт в основном относится воздействие горячим паром на призабойную зону пласта.

Так же в группе пластов БВ8(1-3) одним из эффективных методов интенсификации притока является проведение комплекса работ по разбуриванию боковых стволов скважин.

Одним из самых эффективных методов в период с 2010 по 2017 год являлось воздействие на призабойную зону пласта анаэробными бактериями, позволяющими уменьшить поверхностное натяжение между частицами нефти, разрушая таким образом обратную эмульсию ( вода в нефти). Таким образом позволяя обеспечить добычу нефти из труднодоступных участков залежи.

В полном объеме извлечение остаточных запасов нефти на Самотлорском месторождении, в частности на таких объектах разработки как БВ8(0), БВ8(1), возможна только при применении всех вышеперечисленных методов воздействия на призабойную зону данных пластов.



Одним из важнейших критериев успешной разработки месторождения является правильная интерпретация исследований минерализации пластовой воды.

В отложении пластов БВ8(1-3) пластовая вода имеет большое солесодержание, которое негативно сказывается на темпе разработки данного объекта.

Таким образом, по результатам многих исследований геологического строения залежи, а так же анализу физико-химических свойств породы на объекте БВ8(1-3) были выделены следующие особенности разрабоки.

Применение ингибиторов солеотложений, использование специальных приспособлений, а так же акустическое воздействие на пласт.

Для правильной оценки эффективности данных методов, еженедельно исследовались пробы нефти и воды.

Анализ этих данных позволил уточнить а так же оптимизировать работу добывающих и нагнетательных скважин объекта БВ8(1-3).

Сразу после того, как были подсчитаны запасы нефти, основные силы были выделены на проведение работ по созданию контура залежи продуктивных горизонтов, находящихся в верхней части месторождения. Большой объем выделенных ресурсов был направлен для разведки глубоко залегающих объектов (БВ, Ач, ЮВ) путем бурения поисково-разведочных и углубления эксплуатационных скважин. По результатам отбора керна, проводились исследования, позволяющие предпринять решения об том или ином способе эксплуатации залежи. Исследования керна проводились в несколько этапов, которые позволили точно определить мощность пласта, его пористость и другие важные свойства. Кроме использования резервного фонда скважин, состоящего из оценочных, пъезометрических, поисковых, контрольных скважин, которые позволили более точно определить глубину залегания объектов разработки Самотлорского месторождения, так же были разбурены новые скважины, предназначенные для исследований свойств пласта и насыщающей его жидкости.

Проведение сейсморазведочных работ позволило определить точные направления простирания продуктивных зон пласта.

При таком тщательном исследовании, можно предположить положительный эффект разработки тюменской свиты, а так же объектов, приуроченных к Самотлорскому месторождению.

По мере разбуривания и постепенного изучения месторождения были составлены карты двух основных поисково-разведочных этажа: первый – пропластки, входящие в объект разработки АВ.

Так же группа пластов БВ, такие как БВ8, БВ9, БВ10, объединенные в один объект разработки БВ8(8-10) второй – пласты, входящие в горизонт ЮВ1, а так же продуктивные пласты, относящиеся к ачимовской толще (БВ16-19) и БВ(20-22).

В скважинах отбирались пробы пластовых флюидов, проводились гидродинамические исследования.

В 2015 году были приняты следующие решения, для оптимизации добычи нефти с учетом газовых характеристик пласта – для скважин, эксплуатирующихся с ЭЦН

Проведенные исследования изменения эффективности газосепараторов различных типов при изменении частоты вращения, показали отсутствие четких зависимостей между частотами вращения и типом газосепаратора-диспергатора.

При отсутствии данных об эффективности газосепаратора, планируемого к спуску в скважину, ее значение при расчетах для всех частот, следует принимать равной 50% как для 5, так и для 5А габарита, для габаритов, меньших диаметров справедливо такое же правило.

Содержание свободного газа на входе в насос – содержание свободного газа в жидкости на уровне подвески насоса. Необходимо отличать его от содержания свободного газа в насосе. Содержание свободного газа в насосе всегда будет меньше, так часть газа сепарируется естественным путем, часть газа выводится в затрубное пространство скважины при работе газосепаратора-диспергатора.

Таким образом, исходя из тех способов поиска и разведки которые были проведены, можно сделать вывод о том, что географическое положение Самотлорского месторождения характеризует большое количество продуктивных пластов, а так же объектов разработки.