Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении

Географо-экономические условия ведения работ. Литолого-стратиграфическая характеристика пород рассматриваемого разреза месторождения. Проектные решения по его разработке и проведение контроля. Методика и этапы вскрытия пластов, применяемое оборудование.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Основными особенностями Ван-Еганского месторождения являются: наличие большого числа продуктивных пластов по всему нефтегазоносному диапазону разреза осадочного чехла от васюганской свиты юры до покурской свиты верхнего мела, широкий спектр фазовых состояний залежей углевод ородов, а также значительная сложность строения и высокая неоднородность большинства продуктивных пластов.
Согласно технологической схемы Ван-Еганское месторождение должно было разбуриваться 8 сетками скважин. Однако на данный момент пробурено только 3 сетки. Этаж нефтеносности составляет 53 продуктивных горизонта значительная часть которых оказывается незадействованными.
При этом многие скважины эксплуатируются с обводненностью 9 0% и более. Проблема очень актуальна на месторождении, разрабатываемого с применением заводнения для поддержания пластового давления, особенно при наличии хорошей гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин.
Таким образом, ремонтно-изоляционные работы являются неотъемл емой частью мероприятий, проводимых нефтедобывающими предприятиями на поздней стадии разработки месторождении. Во многих случаях современные технологии ограничения водопритоков позволяют решить возникшие проблемы.
Повсеместное использование для водоизоляционных работ цементных растворов как наиболее доступных и дешевых, не может быть эффективным из-за их физико-химических свойств. К ним относятся низкая фильтруемость вследствие их дисперсности, высокая плотность, которая может вызвать поглащение цементных растворов и гидроразрыв пласта, высокая фильтратоо тдача, низкая механическая и ударная прочность, низкая карозионная стойкость и др.
Среди существующих методов изоляции водопритоков огромный потенциал применения имеют технологии селективной изоляции воды, поскольку большинство старых месторождений характеризуется наличием зон с низкой степенью выработки запасов и высокой обводненностью продукции.
Проблема ограничения прорыва подошвенной или закачиваемой воды в добывающих скважинах является актуальнейшей задачей, в связи с ежегодным ухудшением структуры сырьевой базы и состояния фонда добывающих скважин.
В тоже время применяемые технологии водоизоляции на основе различных вязкоупругих, гелеобразующих, эмульсионных, биополимерных составов по ряду объектов зачастую не полностью решают задачи устойчивого во времени отсечения водопритоков в добывающих скважинах. Это связано в первую очередь с значительной деструкцией полученных систем во времени в зависимости от температуры и достаточно больших величин скоростей фильтрации в ПЗС при создаваемых депрессиях.
Дипломный проект выполнен в соответствии с «Методическими указаниями…» [1], «Правилами…» [2], «Правилами…» [3] и «Классификатором…» [4].
В административном отношении Ван-Еганское месторождение размещается на территории Гослесфонда Радужинского лесничества Мегионского лесхоза Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшие населенные пункты - г. Радужный расположен в 35 км к северо-востоку от месторождения, пос. Варьеган (40 км к западу от месторождения) и г. Нижневартовск (75 км к юго-западу от месторождения) (рис. 1.1). Географо-экономические условия ведения работ представлены в таблице 1.1. [1,5].
Таблица 1.1. Географо-экономические условия ведения работ
Сведения о рельефе, заболоченности, степени расчлененности и абсолютных отметках, сейсмичности района
Рельеф территории плосковолнистый, местами с невысокими гривами. Уклоны поверхностей изменяются от 1,5 о и менее. Площадь дренирована многими реками-притоками Агана. Наибольшей заболоченностью и развитием озер отмечаются бассейны рек Ванъеган и Ван-Гунъеган. Болота открытые, с мощной (до 7 - 10 м) торфяной подушкой. Сейсмически спокойный район.
Среднегодовые, среднемесячные и экстремальные значения температур
Среднегодовая температура воздуха - 4,2 о С, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января - 22,9 о С, а самого жаркого июля +16,7 о С. Наиболее высокие температуры наблюдаются в июле (+35 о С), наиболее низкие - в январе ( - 49 о С)
Среднегодовое количество осадков около 450 мм, большее количество выпадает весной и осенью.
Преобладающее направление ветров и их сила
Преобладающее направление ветров - западное и северо-восточное. В январе - западного, юго-западного, в июле - северного направления. Средне годовая скорость ветра - 3,4 м/сек, средняя за январь - 3,6 м/сек и средняя в июле - 3,1 м/сек.
Толщина снежного покрова и его распределение
Толщина снежного покрова достигает 0,70 - 0,80 м на открытых пространствах и 1,20 - 1,60 м в лесу. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля.
М ерзлые породы представлены только реликтовой мерзлотой, кровля которой залегает на глубинах 150 - 230 м, а подошва опускается до 400 - 450 м и более. Мерзлые породы отсутствуют под поймами крупных рек и иногда под первой надпойменной террасой.
Продолжительность отопительного сезона
Растительный и животный мир, наличие заповедников
Лесные массивы располагаются на большей части площади работ и представлены елью, березой, сосной, кедром, осиной. Высота деревьев достигает 20 м, диаметр стволов 0,26 м. На заболоченных участках растительность представлена угнетенным лесом. Животный мир более разнообразен: из млекопитающих встречаются лоси, олени, зайцы, лисы, из птиц - утки, гуси и др.
Ведущие отрасли народного хозяйства
Нефтедобыча. Часть населения занята на предприятиях лесной и рыбоконсервной промышленн ости, а также в сельском хозяйстве.
Наличие материально-технических баз
Месторождение находятся в районе с развитой производственной инфр аструктурой, ближайшими крупными населенными пунктами являются районный центр г. Нижневартовск и г. Мегион.
Действующие и строящиеся газо- и нефтепроводы
Через площадь работ проходит межпромысловый нефтепровод к Белозерному ЦПС в г. Нижневартовске, газопровод Вынгапуровское месторождение - Белозерный ГНЗ.
Электроснабжение района осуществляется Тюменской ТЭЦ и Сургутской ГРЭС.
Пути сообщения. Наличие аэродромов, ж/д, станций, речных пристаней, портов; расстояние от них до места работ
Основными видами транспорта в районе являются автомобильный и авиационный. Зимой, после достаточного промерзания заболоченных участков, возможно передвижение по просекам на тракторах и вездеходах. Доставка срочных грузов производится вертолетами.
Воздушный и автомобильный транспорт
Данные по другим полезным ископаемым, а также по обеспеченности строительными материалами
Данные о наличии в районе работ других полезных ископаемых отсутствуют.
В тектоническом отношении Ван-Еганское месторождение тяготеет к центральной части Западно-Сибирской плиты. В структурно-тектоническом строении принимают участие три структурно-тектонических этажа: геоси нклинальный складчатый фундамент, промежуточный комплекс отложений триасового возраста и осадочный чехол мезозойско-кайнозойского возраста [1,5].
Складчатый фундамент отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты и представлен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами, для фундамента характерно блоковое строение и нарушенность разломами. Скважина 116 на рассматриваемом месторождении вскрыла породы складчатого фундамента и промежуточного комплекса
В тектоническом отношении Ван-Еганское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, осложняющей южную часть Ван-Еганского вала. Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы [8] площадь района работ расположена в пределах Варьеганского мегавала, имеющего меридиональное простирание и являющегося северным продолжением Нижневартовского свода. Варьеганский мегавал ограничен с запада Пякупурским мегапрогибом, с севера - Ампутинским мегапрогибом, с востока - Тюменским мегапрогибом. Варьеганский мегавал осложнен положительными структурами II порядка: Варьеганским валом на севере и на юге Малочерногорским куполовидным поднятием и отдельными структурами III порядка: Верхне-Айеганской, Гуньеганской, Южно-Югорской, Щербаковской и другими [1,5].
Варьеганский вал простирается в субмеридиональном направлении, размеры его 125 * 20 км, осложнён положительными структурами Ш порядка: в северной части - Северо-Варьеганским, в центральной части крупным Варьеганским, в южной Ванъеганским, а также мелкими Ай-Еганским, Северо-Югорским куполовидным поднятиями. Эй-Еганская структура расположена в центральной более приподнятой части Восточно-Варьеганского метапрогиба и отделяется от Гунъеганского и Южно-Югорского поднятий узкой котловиной.
Ванъеганское поднятие было выявлено и подготовлено под глубокое бурение в результате площадных сейсморазведочных работ МОВ, выполненных сп 15/65 - 66., 5/56 - 67, 5,7/69 - 70, закартировано этими работами в масштабе 1:50000 по аптскому горизонту «М» и верхнеюрскому горизонту «Б». Структурный план горизонта «Г» получен позднее, в результате дополнительных пересмотра и пересчета сейсмических материалов партиями тп 15/73 - 74 и сп 101/77 - 78 [1,5].
Ванъеганская структура характеризуется довольно сложным строением и формой. В центральной части простирание поднятия меняется с северо-северо-западного на северо-восточное. Такое поведение обусловлено, вероятно, влиянием разнонаправленных тектонических подвижек крупных блоков пород вдоль региональных разломов. На структурной карте по отражающему горизонту «Б» предполагаемое тектоническое нарушение выделяется вдоль восточного склона Ванъеганской структуры. Выкопировка из тектонической карты Центральной части Западно-Сибирской плиты представлен на рис. 2.1 [5].
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика пород рассматриваемого разреза месторождения
Геологический разрез Ван-Еганского месторождения является типи чным для Нижневартовского района и представлен мощной (более 3000 м) толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих на размытой поверхности доюрского (палеозойского) фундамента [1,5].
Последний вскрыт разведочной скважиной №116 на глубине 3092 - 3251 м, в верхней его части выделяется кора выветривания мощностью до 45 м. Выше залегают песчано-глинистые отложения юрского возраста (тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты). Меловая система представлена отложениями мегионской, вартовской, алымской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Выше меловых залегают глинисто-песчаные отложения поленгена и завершают разрез четвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности олигоцена [1,6].
Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффиц иент кавернозности пластов, литологическая характеристика пластов Ван-Еганского месторождения представлены в таблице 2.1 - 2.2 [1,5,6].
Таблица 2.1. Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициенты кавернозности пластов
Коэфф ициент кавернозности в интервале
Таблица 2.2. Литологическая характеристика разреза скважины
Индекс стратиграфического подразделения
Стандартное описание горной породы: полное название, характе рные признаки
(структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
Суглинки серые, пески кварцевые желтовато-серые, супеси, илистые глины, присутствуют остатки растительности.
Глины, алевролиты зеленовато-серые тонкослоистые, с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых пе сков. В породах присутствуют диатомовые и палинокомплекс.
Глины, алевролиты с прослоями песков и бурых углей. Встречаются отпечатки листьев, семена, макроспоры и палинокомплекс: Betula gracilis - Juglans sieboldianiformis.
Пески кварцевые с прослоями алевролитов и глин.
Верхняя подсвита литологически представлена глинами зеленовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевролитов.
Нижняя подсвита представлена глинами серовато-зелеными, листоватыми, алевритистыми с прослойками алевритов.
Опоки, глины опоковидные с редкими прослоями глауконитовых песчаников; глины серые, опоковидные.
Верхняя подсвита сложена глинами темно-серыми с мелкими линзами алевритов и кварцево-глауконитовых песчаников.
Нижняя подсвита литологически представлена глинами темно-серыми с буроватым оттенком, алевритистыми.
Глины серые, иногда с зеленоватым оттенком, прослои известковистые, алевритистые, с пиритизированными водорослями, с единичными обломками гастропод.
Верхняя подсвита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, темно-серыми, слабоалевритистыми, с редкими прослоями опок овидных глин и опок.
Нижняя подсвита представлена опоками серыми и голубовато-серыми, переходящими в глины темно-серые и черные.
Глины серые и зеленовато-серые, с зерн ами глауконита; по всему разрезу отмечаются остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, встречаются моллюски.
Верхняя подсвита сложена песчаниками зеленовато серыми, а также нередко углистыми. Отмечаются прослои ракушняков, гравелитов и конгломератов.
Нижняя подсвита представлена песчаниками серыми, мелкозернистыми, с единичными прослоями серых алевритовых глин, обогащенных растительным детритом.
Песчаники серые, светло-серые, мелкозе рнистые, алевритовые локально карбонатные, крепкосцементированные, с намывами углисто-слюдистого материала.
Песчаники серые, светло-серые с коричн еватым или буроватым оттенком, средне- и мелкозернистые, крепкосцементированные глинистым и глинисто - карбонатным цементом.
2.3 Сведения о физико-механических свойствах горных пород по разрезу скважины, давлениях и температуре по разрезу скважины
Коллекторы пласта представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласт характеризуется высокими значениями песчанистости (0,76) и расчлененности (5,7), отсутствием в половине скважин глинистого раздела между нефтенасыщенными и водонасыщенными коллекторами [1,5].
Пористость горных пород варьируется в пределах - 17 - 24%; плотность - 2100 - 3100 кг/м 3 ; проницаемость - 0,234 - 0,844 *10 -12  м 2 ; твердость - 14 - 230 МПа; разрез представлен мягкими и средними породами.
Сведения о физико-механических свойствах горных пород, давлениях и температуре по разрезу скважины приведены в таблицах 2.3- 2.4 [1,5].
Физико- химические свойства пластовых, разгазированных нефтей и нефтяных газов Ван-Еганского месторождения изучены по результатам экспериментальных исследований образцов 108 глубинных проб из 55 скважин. В целом по месторождению изученность пластовых флюидов можно считать близкой к оптимальной [1,5,6].
Отбор глубинных проб из скважин проводился пробоотборниками типа ВПП - 300 и ПД - 3М при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии. Лабораторный анализ глубинных проб выполнялся на стандартной аппаратуре высокого давления типа УИПН и АСМ - 300.
Пласт БВ 10 1 . Залежь пласта БВ 10 1 охарактеризована глубинными и поверхностными пробами из скважин 702П, 707Р, 39. Величина пластового давления колеблется в диапазоне 23,8 - 24,6 МПа, пластовая температура +71 о С. Давление насыщения нефти газом определено равным 9,6 МПа. Газосодержание при условии промысловой сепарации изменяется от 83,0 до 96,9 м 3 /т и в среднем составляет 88,9 м 3 /т. Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании равен 1,173. Плотность пластовой нефти 825 кг/м 3 , плотность товарной нефти при условии дифференциального разгазирования 830 кг/м 3 . Вязкость пластовой нефти 1,32 мПа с [5,6].
Компонентный состав газа после однократного разгазирования следующий: содержание углекислого газа колеблется в пределах 0,03 - 0,46% мольных и в среднем составляет 0,22% мольных. Мольная доля азота равна 2,33, метана 60,60%. Плотность газа 1065 кг/м 3 , относительная плотность по воздуху 0,884 доли единиц.
Компонентный состав нефти определялся методом жидкостной хроматографии, молярная доля углекислого газа в пластовой нефти составляет 0,06%, азота - 0,50% [5].
Таблица 2.3 . Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Индекс стратиграфического подразделения
Таблица 2.4 . Градиенты давлений и температура по разрезу
Молекулярная масса пластовой нефти 157,25. Содержание метана 25,0 2% мольных. Геологический разрез Ван-Еганского месторождения представлен на рисунке 2.2. Характеристика пластов по нефтеносности представлена в таблице 2.5 [1,5,6].
Коллекторы, содержащие пластовые воды представлены терригенными горными породам. Пластовые воды гидрокарбонатонатриевые и хлоркальциевые минерализация от 14 до 40,0 г/л. Плотность воды варьируется в пред елах от 1000 до 1024 кг/м 3 . Промышленная добыча пластовых вод не используется. Воды характеризуются большим содержанием анионов CL (40 - 60 (мг/л)) и катионов Na + К +1 (17 - 35 (мг/л)). В качестве источника питьевого водоснабжения не используются. Водоносность представлена в таблице 2.6 [1,5].
2.6 Возможные осложнения при бурении скважин
Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углу бления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.
К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.
Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового раствора объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения.
Газо-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана.
Выбросы происходят не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой.
Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором, обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимосвязаны и обусловливают друг друга.
По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн, могут привести к прорыву пластовой жидкости (газа) на поверхность и образованию грифонов у устья скважины [4].
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
Ван-Еганское месторождение отрыто в 1974 году в районе Тюменской группы месторождений и в 1978 году введено в пробную эксплуатацию; промышленная разработка начата в 1986 году [1,6,7].
С 1991 года эксплуатация Ван-Еганского месторождения осуществляется на основании «Технологической схемы разработки…», утвержденной протоколом ЦКР МНП №1392 от 28.11.1990 года по варианту 6 со следующими основными принципиальными положениями [6]:
- выделение 11 основных эксплуатационных объектов (пласты А 1 2 , А 5, А 7, Б 3, Б 4, Б 5, Б 6, Б 7, Б 8 0-1 , Б 8 2 , Ю 1 1+2 ) в том числе три возвратных - пласты А 5, А 7, Б 5;
- разработка объектов А 1 2 , Б 7, Б 8 2 на упруго-водонапорном режиме. По остальным объектам применение развивающейся системы разработки - приконтурное заводнение (в сочетании с барьерным заводнением по объекту Ю 1) с последующим переходом на блоковую трехрядную систему. На поздней стадии разработки переход на площадную семиточечную систему (пласты А 5, Б 3, Б 4, Б 6, Ю 1 1 );
- разбуривание основных объектов осуществляется от центральной части к северу и югу; бурение проектных скважин возвратных объектов осуществляется до нижележащих пластов; скважины пластов А 5, А 7 на первой стадии эксплуатируются на пласте Б 4, скважины пласта Б 5 эксплуатируются (в центральной части в контуре пласта Б 7) на пласте Б 7, в остальной части на пласте Б 6;
- общий проектный фонд составляет 1550 скважин, в том числе 618 добывающих (588 нефтяных и 30 газодобывающих), 480 нагнетательных, 14 газоводонагнетательных, 310 резервных и 128 скважин опытно-промышленных участков. Проектные скважины размещаются по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.
По результатам ГИС и испытания транзитных скважин предусматрив ается размещение 10 - 12 проектных скважин на пласт БВ 8 0 .
По второстепенным объектам предусмотрен следующий порядок и объемы разбуривания [6]:
- по объекту ПК 1-2 предусмотреть бурение 10 элементов девятиточечной системы (36 добывающих 10 нагнетательных скважин) в 1996 - 1998 годах, проведение работ с применением паротепловых обработок призабойных зон в сочетании с паротепловым термощелочным воздействием на пласт;
- по объекту ПК 6-7 предусмотреть бурение обращенного семиточечного элемента площадной системы с расстоянием между скважинами 400 м. и контрольную скважину в приделах элемента (7 добывающих и 1 нагнетательная) в 1991 - 1992 годах. Две скважины (№№930, 932) бурить в приделах объекта горизонтальными скважинами. Провести термогазохимическое воздействие не менее, чем на двух скважинах. В двух скважинах провести закачку растворителя (дегазированную нефть меловых отложений, ШФЛУ);
- по объекту ПК 14 предусмотреть бурение 4 скважин в 1991 - 1992 годах. Опытная эксплуатация скважин №№900, 148б, проведение на них комплекса гидродинамических исследований, отбор глубинных и устьевых проб жидкости. На скважинах №№920, 921, 922 провести отработку способов изоляции подошвенной воды;
- по объекту АВ 1 1 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная) в 1992 - 1993 гг.;
-  по объекту АВ 3 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации пяти добывающих скважин в 1991 - 1992 гг.;
- по объекту БВ 10 2 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная);
- БВ 10 2 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 20 скважин (18 добывающих и 2 нагнетательных);
- по объекту БВ 11 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная);
- по объекту БВ 16-21 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 18 скважин (16 добывающих и 2 нагнетательных).
Согласно технологической схемы, в разработку должно быть вовлечено 149,7 млн. т. балансовых запасов нефти, принятый конечный коэффициент нефтеизвлечения равен 0,426, извлекаемые запасы - 63,7 млн. т.
В 2007 году протоколом №565 ТО ТКР по ХМАО на период 2007 - 2009 гг. утвержден «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (группы пластов АВ, БВ и ЮВ)», в котором выполнен анализ текущего состояния разработки, анализ выполнения проектных решений и решений ТКР ХМАО, даны рекомендации по эксплуатации месторождения на период до утверждения новой «Технологической схемы…» [7].
В новом проектном документе основные проектные решения «Технологической схемы…» 1990 года остались без изменения. Были внесены корректировки по проектным объемам бурения, а также по применению новых технологий заканчивания скважин при эксплуатации пластов (бурение горизонтальных скважин и вторых горизонтальных стволов).
Утвержденный третий вариант предусматривает [7] :
-  бурение 41 наклонно-направленной скважины;
-  бурение 56 горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка в пласте до 500 м;
-  75 мероприятий по гидроразрыву пласта (КР 7 - 2, КР 7 - 3);
-  бурение вторых горизонтальных стволов (КР - 6) с длиной горизонтального участка в пласте до 500 м. - 32 шт. на действующем фонде и 43 шт. на переводимом фонде.
-  уровни добычи нефти на трехлетний период:
Для увеличения нефтеотдачи пластов запланировано применение технологий по закачке химреагентов по выравниванию профиля приемистости. Для их адаптации к конкретным условиям следует провести опытно-промышленные работы на различных объектах. Это позволит выявить особенности применения каждой из технологий и определить наиболее оптимальные условия их использования. По результатам ОПР может быть проведена корректировка намеченных мероприятий и учтена в последующих проектных документах [7].
В 2008 году выполнена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пластов Ван-Еганского месторождения», протокол ЦКР Роснедра №3520 от 27.12.2008 года, в котором предложены варианты опытно-промышленной эксплуатации участка пластов БВ 10. Приняты следующие проектные решения [8]:
- предусматривается бурение 2 добывающих скважин, которые исследуются и находятся в пробной эксплуатации в течении года;
- через год бурятся 2 нагнетательные скважины сложного профиля, в которые в течение 7 лет закачивается вода с температурой 200 о С, за тем оторочка проталкивается по пласту холодной водой;
Максимальные уровни за срок опытно промышленных работ:
- закачка рабочего агента 148,0 тыс. м 3 ;
- фонд скважин в пределах участка ОПР 5 ед. в т.ч.:
- фонд скважин для бурения 4 ед. в т.ч.:
В 2008 году выполнен «Анализ разработки Ван-Еганского месторожд ения (пластов ПК 3-21 покурской свиты в пределах Ван-Еганского лицензионного участка)», протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №811 от 18.07.2008 года, в котором проведен анализ результатов опытно-промышленной эксплуатации и выполнения проектных решений «Тех. схемы…» 1990 года. Принят 1 вариант со следующими показателями [7]:
- режим разработки по все объектам с заводнением;
добыча жидкости - 6864,8 тыс. т/год;
- фонд скважин за весь срок разработки:
Таким образом, действующими проектными документами являются: «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пласты группы АВ, БВ, ЮВ)» протокол №565 ТО ТКР по ХМАО от 27.01.2007 г., «Технологическая схема опытно-промышленной разработки участка залежи пластов БВ 10 Ван-Еганского месторождения» протокол ЦКР Роснедра №3520 от 27.12.2008 года, «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пластов БВ в пределах Ван-Еганского лицензионного участка)» протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №811 от 18.07.2008 года.
По состоянию на 01.01.2010 года накопленная добыча нефти по месторождению составила 40147,461 тыс. т, что составляет 15% от начальных извлекаемых запасов категории В+С 1 (без учета пластов группы ПК).
Основная часть накопленной добычи нефти приходится на пласт БВ 8 2 и составляет 14% от всей добытой нефти; по другим пластам добыча в процентном отношении составила: БВ 6 - 13,6%, БВ 3 - 12,9%, АВ 7 0 - 12,5%, БВ 5 - 10,3%, АВ 1 2 - 7,9%, БВ 4 - 6,5%, ЮВ 1 1-2 - 6,1%, БВ 7 - 6,0%, БВ 10 1 - 3,6%, АВ 6 - 2,4%. Суммарная накопленная добыча по остальным объектам составляет 4,2%.
В 2009 году было добыто нефти 1941,232 тыс. т, жидкости 20046,406 тыс. т. Распределение годовой добычи по пластам следующее: АВ 1 2 - 16,9%, БВ 3 - 15,9%, АВ 7 0 - 12,7%, БВ 6 - 10,5%, БВ 5 - 8,2%, ЮВ 1 1-2 - 7,9%, БВ 10 1 - 4,7%, АВ 6 - 4,3%, БВ 10 2 - 4,1%; БВ 4 - 3,8%, АВ 1 1 - 2,9 [8].
По остальным пластам суммарный отбор составляет 8,1%.
Коэффициент извлечения нефти за 2009 год составил 0,165. Средний дебит по нефти составил 21,9 т/сут, по жидкости 225,8 т/сут.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки Ван-Еганского месторождения за 2008, 2009 и 2010 годы приводится на рисунке 3.1, на рисунке 3.2. приведены характеристики вытеснения по объекту БВ 10 2 .
Годовая добыча нефти по месторождению на протяжении рассматрив аемого периода - с 2008 по 2010 г. Находиться в пределах проектных данных [8].
3.2 Анализ состояния разработки месторождения и эксплуатационного фонда скважин
По состоянию на 01.01.2010 г. эксплуатационный фонд Ван-Еганского месторождения составил 322 скважин, в том числе фонтанных - 60, оборудованных электроцентробежными насосными установками (УЭЦН) - 220, установками электропогружных насосов американской фирмы «Centrilift» - 17, фирмы REDA-6, фирмы ESP-8, внутрискважинным газлифтом (ВСГ) - 1, бескомпрессорным газлифтным способом (БКГ) - 7, штанговыми винтовыми насосами (ШВН) - 3 скважины [8].
Действующий фонд фонтанных скважин на месторождении составляет 16 скважин, остальные скважины находятся в бездействии. Фонтанная эксплуатация производится по 2,5» лифтовым колоннам насосно-компрессорных труб, спускаемых на глубину от 2201 м до глубин интервала перфорации. Регулирование отборов производится с помощью устьевых штуцеров диаметром 7 - 25 мм.
Среднeсуточный дебит фонтанных скважин пл. гр. БВ по нефти составил 25 т/сут., по жидкости - 180,6 м 3 /сут. Средняя величина обводненности добываемой продукции составляет 86% [8].
Среднeсуточный дебит фонтанных скважин пл. гр. ЮВ по нефти составил 43,5 т/сут., по жидкости - 62,5 м 3 /сут. Средняя величина обводненности добываемой продукции составляет 15,2%.
Действующий фонд скважин, оборудованных отечественными электроцентробежными насосами, составляет 193 скважины. Для подъема жидкости на поверхность применяется отечественное и импортное добывное оборудование. Применяются насосы производительностью 18 - 700 м 3 /сут и напором 700 - 2300 м.
Из импортного оборудования применяются электропогружные насосы американской фирмы «Centrilift» типа FC 160 - 1200, FC 290 - 1200, FC 300 - 1450. Тип применяемых насосов фирмы ESP - TD 3000, TD 4300, фирмы REDA-DN 4300.
В целом по месторождению 21% фонда скважин оборудовано насосами низкой и средней производительности 1
Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Xss Реферат
Доклад по теме Слепцов Василий
Пособие по теме Методика расчётов режимов резания
Дипломная работа по теме Типологические особенности личности в профессиональной среде
Реферат: Источники привлечения персонала в организации
Тектонические элементы океанов
Реферат: Гражданские отношения
Реферат: A Critical Approach To
Мап Мурманск Дипломный Отдел Официальный Сайт
Гликолиз, гликогенолиз. Обращение гликолиза
Реферат: Особенности осушения минеральных переувлажненных почв Нечерноземной зоны с низкой водопроницаемостью
Курсовая работа по теме Проведення товарознавчої експертизи вітчизняного та імпортного шоколаду
Реферат: Королевство Лаос
Реферат: Huck Finn Journal Freedom Essay Research Paper
Платонов Летом Сочинение 5
Эссе по теме Теория Э.Фрома - опыт анализа и применения при наблюдении бытия )
Курсовая работа по теме Алгоритм Хаффмена
Аварийно Спасательная Техника И Оборудование Темы Рефератов
Phd Диссертация Езиш Тартиби
Конфликт Поколений Отцы И Дети Сочинение Огэ
Профессия бухгалтера - Бухгалтерский учет и аудит доклад
Ревизия кассы - Бухгалтерский учет и аудит презентация
Международные стандарты аудита - Бухгалтерский учет и аудит реферат