Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин. Устьевое и подземное оборудование. Подсчет балансовых запасов.


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.

Пробная эксплуатация Угутского месторождения начата в 1988 г. Промышленная нефтеносность установлена в юрских отложениях - пласты ЮС1 (ЮС11, ЮС12, ЮС13) и ЮС2. Недропользователем является ОАО "НК "Роснефть" лицензия выдана администрацией Ханты-Мансийского автономного округа, с целевым назначением и видами работ - добыча нефти и газа в пределах Угутского лицензионного участка 17 ноября 2006 г. на срок до 23.03.2024 г Министерством природных ресурсов РФ.
По мере изучения месторождения и ввода залежей в разработку проводилась оценка запасов нефти. В 2007 г. ООО «РН-УфаНИПИнефть» выполнен пересчет балансовых запасов нефти и газа и Технико-Экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения Угутского месторождения [8].
Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические 170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и 12069 тыс.т. Утвержденные величины коэффициента извлечения нефти (КИН) по категории С1 - 0,342, категория С2 - 0,309.
Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические 170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и 12069 тыс.т. Утвержденные величины КИН по категории С1 - 0,342, категория С2 - 0,309.
На 01.01.2011 г. пробурено 393 скважины, в том числе 50 разведочных, 9 наблюдательных, 13 водозаборных и 321 скважина эксплуатационного бурения, выполнены сейсморазведочные работы - 3Д, исследован керн в 55 скважинах, отобраны и исследованы глубинные и поверхностные пробы нефти, выполнен большой объем гидродинамических исследований.
В географическом отношении Угутская площадь находится в южной части Среднеобской низменности Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к юго-востоку от г. Сургута и в 130 км на юго-запад от города Нижневартовска. Ближайшим населенным пунктом, который находится в пределах площади, является поселок Угут [8].
Ближайшими разрабатываемыми месторождениями нефти являются Мамонтовское, Покамасовское и Новопокурское (рисунок 1.1).
Месторождение находится в непосредственной близости от действующего нефтепровода Нижневартовск - Омск.
В орографическом отношении площадь представляет собой озерно-аллювиальную, слабо всхолмленную равнину, абсолютные отметки рельефа которой колеблются в пределах от 44 на западе до 79,3 м на юге.
Значительная площадь территории представляет собой очень сильно заболоченную равнину. Преобладают торфяные, олиготрофные (верховые), грядово-мочажинные и сфагновые болота.
Гидрогеографическая сеть района представлена бассейнами рек Большой Юган и наиболее крупными правыми ее притоками Малый Юган и Негусъях. Полноводными реки бывают только в весенний период, в это время они являются судоходными.
На территории района работ имеется большое количество озер. Наиболее крупными из них являются: Мохтиклор, Утойлор, Иеримпамынгтох.
Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, но сравнительно теплым и дождливым летом. Число дней с осадками около 190 в году. Среднегодовое количество осадков 550 мм, из них около 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Средняя температура в январе месяце минус 21,5 0С, а средняя температура июля плюс 16,5 0С. Безморозный период продолжается в среднем 95 дней. Продолжительность устойчивых морозов, в среднем, 180 дней, из которых 100 дней составляет период с температурой воздуха ниже минус 15 0С и около 35 дней с температурой ниже минус 20 0С.
Снежный покров лежит 190 дней и, в среднем, составляет 0,6 м. В низинах рельефа толщина среднего покрова достигает 1,5 м; глубина промерзания грунтов от 1,0 до 1,5 м.
Открытию многочисленных месторождений в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории. До 1947 года эти исследования носили чисто описательный характер.
Начиная с 1947 года, в течение почти трёх десятилетий на рассматриваемой территории ведутся геолого-геоморфологические, аэромагнитные и гравиметрические съёмки, сейсмические исследования и буровые работы [8].
В период с 1947 года по 1957 год геолого-геофизические исследования носили региональный характер.
Планомерные геолого-геофизические исследования на участке работ проводятся с 1949 года.
Летом 1957 года район работ был охвачен гравиметрической съёмкой масштаба 1:1000 000, проводившейся аэрогравиметрической партией № 63/57. На карте изоаномал, построенной в результате этих работ, в южной части Сургутской зоны положительных значений изоаномал отмечен Угутский минимум силы тяжести (относительный), оконтуриваемый одной изоаномалой.
В 1958 году в районах Сургутского Приобья сейсмические исследования проводили сейсмические партии № 22/58, № 47/58. В результате этих работ, в районе п. Угут, выявлено Угутское поднятие (Угутский вал, структура II порядка).
Угутская локальная структура выявлена в результате работ МОВ, проводимых в 1961 году сейсмопартией № 3/60-61, а в 1965 году было начато поисковое бурение. Первые две пробуренные скважины не дали положительных результатов, что несколько задержало поиски залежей. Только в 1985 году было открыто Угутское месторождение бурением поисковой скважина 3, пробуренной до глубины 3487 м и установившей продуктивность отложений тюменской и васюганской свит. Запасы нефти выявлены в горизонтах ЮС1 и ЮС2.
При испытании в этой скважине пласта ЮС11, в интервале 2840-2850, был получен приток нефти дебитом 4,5 м3/сут на динамическом уровне 822м. Из интервала 2870-2884 м (пласт ЮС13) получен приток воды дебитом 4,8 м3/сут на динамическом уровне 1150м.
В 1990 году был собран значительный объём информации и подсчитаны запасы нефти, растворенного газа Угутского месторождения. В 1991 году эти запасы были утверждены в ГКЗ. С 1988 года Угутское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию, которая осуществлялась силами ОАО “Юганскнефтегаз”.
В ходе разведки Угутского месторождения на западе (между Угутской и Западно-Угутской структурами) было открыто Средне-Угутское месторождение. Это открытие было сделано в 1987 году в результате бурения скважины 11р, в настоящий момент данная скважина при разграничении месторождений на ЛУ была включена в ЛУ Угутского месторождения.
В 2008 году с учетом новых пробуренных скважин и результатов сейсмических исследований 3Д был проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа Угутского месторождения, запасы утверждены в ГКЗ РФ
1.3 Геологическая характеристика месторождения
Геологический разрез Угутского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) осадочных терригенных пород мезозойско-кайнозойского чехла, пород промежуточного структурного этажа (ПСЭ) и отложений складчатого палеозойского фундамента (рисунок 1.2).
Доюрские образования на Угутском месторождении вскрыты скважиной 3 в интервалах глубин от 3214 до 3487 м и представлены базальтами темно-серого цвета с афировой структурой и миндалекаменной текстурой.
Палеозойские образования ни в одной из пробуренных скважин полностью не вскрыты, поэтому толщина их не установлена.
В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего.
Осадки нижнего и среднего отделов объединяются в тюменскую свиту. В разрезе прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений выделяются три свиты: васюганская, георгиевская и баженовская.
Тюменская свита сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей.
В целом отложения Тюменской свиты можно разделить на три части: нижнюю - существенно песчаную; среднюю - преимущественно глинистую; верхнюю - песчано-глинистую с преобладанием песчаных прослоев вверху.
На Угутском месторождении отложения Тюменской свиты вскрыты почти всеми скважинами (кроме скважины 1) на глубинах от 2885 до 3032 м.
В низах свиты в пределах Угутской зоны месторождения по сейсмическим данным ожидается развитие базальной толщи, представляющей интерес в нефтегазоносном отношении.
К верхней части свиты приурочивается нефтеносный песчаный пласт ЮC2. Вскрытая толщина изменяется от 42 до 298 м соответственно.
Васюганская свита. Свита четко делится на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) части.
Нижняя подсвита сложена темно-серыми аргиллитами, иногда буроватыми, слюдистыми, местами алевритистыми, известковистыми до переходящих в известняк (скважина 41), участками окремненными.
Верхняя часть разреза сложена, в основном, песчаниками. Аргиллиты и алевролиты имеют подчиненное значение. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые на глинистом цементе, иногда известковистые.
Алевролиты темно-серые, слюдистые, плотные. Аргиллиты темно-серые, черные, слюдистые.
Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приурочен горизонт ЮC1, который на изучаемой площади включает в себя три подсчетных объекта (ЮC11, ЮC12, ЮC13). Все эти пласты были опробованы испытаниями.
Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми до черных с зеленоватым оттенком (за счет присутствия глауконита). Аргиллиты очень плотные, иногда известковистые, переходящие в известняк (скважина 41). Известняк серого цвета, трещиноватый, слабокавернозный. Толщина свиты редко превышает 4 м, иногда сокращается до 1 метра.
Баженовская свита завершает разрез юрской системы. Свита сложена аргиллитами черно-бурыми, битуминозными, от тонколистоватых до массивных, содержащими прослои известняков (скважина 41) и сидеритов. К баженовской свите приурочен пласт ЮC0.
Рисунок 1.2 - Сводный геологический разрез Угутского месторождения
Согласно «Тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты» (под редакцией В.И. Шпильмана, 1998 г.) изучаемая площадь расположена на северо-востоке Юганской мегавпадины (структура I порядка крупная) и приурочена к Угутскому куполу (структура III порядка), осложняющему Угутский вал (структура II порядка, рисунок 1.3). Угутский вал расположен и ограничен на северо-востоке Южно-Покамасовской седловиной и Унтыгейской седловиной на северо-западе. На западе расположена Фаинская котловина, а на юге Кулунский прогиб.
По отражающему сейсмическому горизонту «Б» Угутское месторождение приурочено к одноимённому куполовидному поднятию осложняющему Угутский малый вал. Западное крыло поднятия плавно переходит в моноклиналь, в пределах которой расположено Средне-Угутское месторождение с востока непосредственно контактирующее с Угутским.
Угутский купол по сейсмическому отражающему горизонту «Б» осложнен рядом мелких по размерам локальных положительных структур IV порядка. Наличие этих структур подтверждается результатами разведочного и эксплуатационного бурения.
На остальной площади Угутского купола в пределах лицензионного блока гипотетически намечаются положительные локальные структуры в районе скважин 37р и 23р.
Как уже говорилось, на площади Угутского месторождения были отработаны два куба сейсморазведки 3Д: северный и южный. По полученным материалам на обоих кубах фиксируются те же структурно-тектонические элементы, что и по материалам 2Д. Если по материалам ОГТ определены общие контуры локальных структурно-тектонических элементов осложняющих Угутский купол, то по интерпретации результатов сейсморазведки 3Д они детализируются, морфологически выглядят рельефнее.
Вверх по разрезу, по маркирующим горизонтам наблюдается выполаживание, затухание рельефности структурно-тектонических элементов Угутского купола, их «захоронение». И уже по сейсмическому отражающему горизонту «Г» слабо фиксируется обширное, расплывчатое малоамлитудное поднятие.
Таким образом, Угутское куполовидное поднятие и осложняющие его структурно-тектонические элементы по генезису типичные структуры облекания, унаследованные от рельефа поверхности доюрского основания.
1.4 Характеристика продуктивных пластов
Пласт ЮС2 представлен песчаниками серыми, буровато-серыми, мелкозернистыми, участками алевритовыми, по составу аркозовыми, близкими к полимиктовым. Структура алевро-псаммитовая. Текстура однородная, редко с прерывисто-волнистой слоистостью за счет прослоев, обогащенных сидеритом и глинистым материалом. Слоистость подчеркивается ориентированным распределением слюды.
По результатам определения физических свойств коллектора пласта ЮС2 являются поровыми и принадлежат к V - VI классу по классификации А.А.Ханина и обладают низкими и очень низкими коллекторскими свойствами. Низкие значения фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) объясняются тонкозернистым составом пород-коллекторов и значительным их уплотнением, а также присутствием в цементе карбонатов.
Пласт ЮС2 охарактеризован керном по 14 скважинам. Коэффициент пористости (Кп) варьирует от 13,7% (скважина 205) до 19,3% (скважина 37р), в среднем по пласту составляет 15,4%. Проницаемость изменяется от 0,6.10-15 м2 (скважина 40р) до 5,7.10-15 м2 (скважина 37р), в среднем составляет 1,64.10-15 м2.
Пласт ЮС13 представлен чередованием средне-мелкозернистых и мелкозернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и тонких прослоев глин. Непроницаемые породы представлены крупнозернистыми алевролитами с карбонатным цементом порового и базального типа и глинистыми разностями. Проницаемые породы представлены средне-мелкозернистыми и мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с глинистым цементом.
Песчаники серые, буровато-серые (за счет нефтенасыщения) средне-мелкозернистые и мелкозернистые алевритистый полимиктовый с глинистым цементом. Алевролиты, в основном, серые и буровато-серые, крупно-зернистые, с глинистым цементом, по составу аналогичны песчаникам, но отличаются более мелкой разностью и более плотной упаковкой обломочного материала. Структура пород алевро-псаммитовая, реже - псаммитовая. Текстура однородная и слабо выраженная микрослоистая, за счет одинаковой ориентировки части удлиненных обломков и чешуек слюды.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮС13 изучены в 15 скважинах (9 скважин по нефтенасыщенной зоне и 6 скважин по водонасыщенной зоне). Тенденция увеличения коллекторских свойств с севера на юг. В целом по пласту среднее Кп равно 17,2%, коэффициент проницаемости ( Кпр ) равно 10,1.10-15 м2 .
Пласт ЮС12 по литологическим особенностям отличается от ЮС13 незначительно. Отмечается лишь многообразие текстурных особенностей: встречаются тонкая, неравномерная, прерывисто-горизонтальная, косая и слабонаклонная типы слоистости.
Пористость в среднем по пласту равна 17,3%, а по нефтенасыщенной зоне 17,5%. Кпр по нефтенасыщенной зоне равен 22,4.10-15 м2.
Пласт ЮС11 представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаники серые, буровато-серые средне и мелкозернистые (среднее 0,144 мм) алевритистые, полиминеральные с глинистым цементом, с примесью карбоната. Структура алевро-псаммитовая. Текстура однородная. Степень сортировки обломочного материала хорошая (среднее 1,825); форма зерен в основном полуугловатая и полуокатанная.
Эффективная часть пласта охарактеризована по 12-ти скважинам. В среднем для пласта коэффициент пористости равен 17%, а в нефтенасыщенной части 17,4%. Коэффициент проницаемости равен 21,4.10-15 м2, а в нефтенасыщенной части 30,3.10-15 м2.
1.5 Свойства пластовых жидкостей и газов
Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения представлена по пластам ЮС11, ЮС12, ЮС13, и ЮС2. Исследования нефтей и газов выполнены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии, лабораторией геолого-тематической партии подсчета запасов нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз» и СибНИИНП. Нефти Угутского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (28 - 29 МПа) и температур (87 - 89 °С). В пластовых условиях нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется от 10,9 МПа (ЮС2) до 11,3 МПа (ЮС11). Свойства пластовой нефти представлены в таблице 1.1. Нефти пластов ЮС11 - ЮС2 относится к средним, плотности нефтей ступенчатой сепарации меняются от 855 кг/м3 (ЮС11) до 885 кг/м3 (ЮС2). В пластовых условиях нефти характеризуются как маловязкие, их вязкости меняются от 1,07 мПа·с (ЮС11) до 2,10 мПа·с (ЮС2) (таблица 1.2).
По данным исследований поверхностных проб нефти Угутского месторождения характеризуются как малосмолистые - содержание смол силикагелевых от 6,31 % (ЮС11) до 8,16 % (ЮС12), сернистые - содержание серы от 1,46 % (ЮС2) до 1,81 % (ЮС13), парафинистые - содержание парафинов от 2,06 % (ЮС11) до 3,42 % (ЮС2). Шифр технологической индексации нефтей - IIТ1П2. Содержание метана в нефтяном газе при ступенчатой сепарации изменяется от 61,3 % (ЮС13) до 76,8 % (ЮС2); молекулярная масса нефтяного газа - от 22,0 г/моль (ЮС2) до 26,5 г/моль (ЮС13); плотность - от 0,91 кг/м3 (ЮС2) до 1,10 кг/м3 (ЮС13). По углеводородному составу нефть всех пластов относится к смешанному типу. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над разветвленными изомерами. Нефтяной газ жирный.
Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти Угутского месторождения
Газосодержание при одн. разг., м3/т
Газосодержание при ступ. разг. в рабочих условиях, м3/т
Коэффициент объемной упругости, 10-4 1/МПа
Плотность нефтяного газа, кг/м3 при 20 °С
Плотность дегазированной нефти, кг/м3:
Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Угутского месторождения
Фракционный состав (объем. содерж. выкип.), %
Шифр технологической классификации (по ГОСТ 912-66)
2.1 Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения
Действующим в настоящее время технологическим документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологической схеме разработки Угутского месторождения» выполненное в 2011 году и утвержденное ЦКР Роснедра (протокол №5302 от 26.12.2011 г). Ниже приводится постановляющая часть протокол.
В принятой работе в качестве «Дополнения к технологической схеме разработки Угутского месторождения» по авторскому варианту следующие основные положения и технологические показатели:
- выделение объектов разработки ЮС11, ЮС12+3, ЮС1 и ЮС2;
- система разработки девятиточечная, плотность сетки - 25 га/скв.;
- - фонд скважин: всего - 931, в том числе добывающих - 679, нагнетательных - 252;
- фонд скважин для бурения - 621 (из них 35 резервных), в том числе 468 добывающих (из них 5 горизонтальных), 153 нагнетательных;
o добыча нефти - 2804 тыс. т/год - в 2020 г.;
o добыча жидкости - 9699 тыс. т/год - в 2024 г.;
o добыча растворенного газа - 167,6 млн. м3/год в 2020 г.;
o закачка воды - 12161 м3/год - в 2024 г.
o КИН по категории ВС1 - 0,342, по категории С2 - 0,309;
o полное использование растворенного газа.
2.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин
На Угутском месторождении промышленная нефтеносность установлена в пластах юрских отложениях - ЮС11, ЮС12, ЮС13 и ЮС2. Геологические запасы в целом по месторождению составляют 209884 тыс. т., извлекаемые - 70552 тыс.т, рисунок 2.1. Основная часть запасов промышленных категорий В+С1 сосредоточена в пласте ЮС11 - 60382 тыс. т (35.4%) геологических и 22401 тыс.т (40.3%) извлекаемых и пласте ЮС13 - 63570 тыс.т (37,2%) геологических и 21232 тыс. т (36%) извлекаемых. Доля геологических. запасов категории С2 от общих по месторождению составляет 39090 (18,6 %), извлекаемых - 12069 тыс.т (17,1%). Большая часть геологических запасов категории С2 приурочена к пласту ЮС13 - 18499 (47,3%) и пласту ЮС2 - 14509 тыс.т. (37%).
Рисунок 2.1 - Распределение геологических и извлекаемых запасов нефти Угутского месторождения по пластам
По состоянию на 01.01.2011 г. на Угутском месторождении пробурено 393 скважин, в том числе:
- в северо-западной части 383 скважины (218 добывающих, 94 нагнетательных, 9 наблюдательных, 50 поисково-разведочных и 12 водозаборных скважин),
- в юго-восточной части - пять добывающих скважин (в том числе три горизонтальных), четыре нагнетательных и одна водозаборная скважина.
Месторождение до 2003 г. находилось в стадии растущей добычи нефти, дальнейший период разработки характеризуется периодом падения добычи нефти, рисунок 2.2.
Рисунок 2.2 - Динамика основных технологических показателей разработки Угутского месторождения
Выработка запасов нефти на месторождении осуществляется с проведением геолого-технических мероприятий направленных на интенсификацию добычи и улучшение показателей использования и эксплуатации скважин.
С начала разработки месторождения в эксплуатационном добывающем и нагнетательном фонде перебывали 330 скважин, из них 328 - в добывающем, т.е. практически все нагнетательные скважины были в отработке на нефть. Суммарная добыча нефти на одну скважину (с учетом отработки нагнетательных скважин) составила в среднем 52,3 тыс. т., на одну скважину добывающего фонда - 81,9 тыс.т. Больше среднего значения по пласту отобрали нефти 116 скважин (35,5 % скважин), рисунок 2.3. Более 80 тыс.т. на скважину отобрали 75 добывающих скважин (23% скважин перебывавших в добыче) работающие раздельно на пласт ЮС1 в северной части участка и совместно работающие скважины с ГРП в северо-восточной части участка. Суммарный отбор нефти по этой группе скважин составляет более 60% накопленной добычи нефти по пласту. Более половины скважин (50,3 %) перебывавших в эксплуатации отобрали менее 30 тыс. т. на одну скважину: половина из них (51,4%) нагнетательные скважины после отработки на нефть. Средняя накопленная закачка воды на одну скважину составляет 498,4 тыс.м3. Высокие значения суммарной закачки (более 800 м3/сут) отмечаются по скважинам расположенным в высокопродуктивной зоне на севере разбуренного участка, рисунок 2.4.
Рисунок 2.3 - Распределение скважин по накопленному отбору нефти
Рисунок 2.4 - Распределение скважин по накопленной закачке воды
По состоянию на 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд месторождения составляет 276 скважины, в том числе 163 добывающих и 113 нагнетательных скважин. Действующий фонд составляет 136 добывающих скважин и 90 нагнетательных скважин, соответственно 27 и 23 скважины составляют бездействующий фонд.
Действующий добывающий фонд характеризуется среднесуточным дебитом нефти и жидкости, соответственно 10,7 и 81,5 т/сут. С высокими значениями среднесуточного дебита жидкости (от 100 до 400 м3/сут) работают скважины высокопродуктивной северо-восточной зоны и горизонтальные скважины, рисунок 2.5. Почти половина действующего фонда 53 скважин (40%) работают с дебитами до 40 м3/сут, относятся они к низкопродуктивной западной части (зона совместного залегания пластов). Основная часть действующих скважин (60% фонда) характеризуется дебитами нефти менее 10 т/сут, рисунок 2.6 Доля суточной добычи малодебитных скважин составляет 71,4% от общей суточной добычи (2224,4 т/сут). 37% фонда скважин имеют дебит от 10 до 40 т/сут, на них приходится более 28 % суммарной суточной добычи нефти. Доля высокодебитных скважин (свыше 40 т/сут) составляет 4 % (пять скважин).
Рисунок 2.5 - Распределение действующих скважин по дебиту жидкости
Рисунок 2.6 - Распределение действующих скважин по дебиту нефти
При средней обводненности продукции скважин 86,8%, треть скважин действующего фонда скважин (25,5%) характеризуются обводненностью менее 50%. Высокообводненный фонд (более 90%) составляют 47 скважин или 37 %, рисунок 2.7. Низкообводненные скважины (до 20 %) обеспечивают 31,0 % от общей суточной добычи нефти. Средний дебит по нефти и жидкости составляет 22,9 и 25,2 т/сут соответственно. Почти 35 % суммарной суточной добычи нефти приходится на скважины, обводненность, которых изменяется от 0 до 40 %, средний дебит по нефти таких скважин составляет 30,7 т/сут. На долю высокообводненного фонда скважин приходится 25 % суточной добычи.
Рисунок 2.7 - Распределение действующих скважин по обводненности продукции
Как видно из анализа, в структуре действующего фонда скважин есть две выраженные группы скважин: низкообводненные, с небольшим дебитом жидкости и высокобводненные с большим дебитом жидкости. Первая группа скважин вносит весомый вклад в общую добычу нефти и именно на нее должны быть направлены основные усилия при работе с фондом и снижению обводненности.
2.3 Контроль за разработкой месторождения
Основной задачей контроля за разработкой Угутского месторождения является получение, обработка и обобщение регулярной достоверной информации о работе скважин и изменении параметров, характеризующих работу пласта, в целях оценки фактической технологической эффективности системы разработки залежи, оптимизации осуществляемого процесса разработки и проектирования мероприятий по его усовершенствованию, оценки эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках залежи.
Основные способы получения информации при контроле - это измерение дебита и обводненности продукции скважин на поверхности, замер пластовых и забойных давлений, исследование профилей притока и состава жидкости в стволе скважины, исследование пластов в разрезе скважин.
Виды, объемы и периодичность исследований необходимые для контроля разработки Угутского нефтяного месторождения рекомендуются в соответствии с регламентирующими документами «Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений». Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны равномерно охватывать всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин. Имеющиеся 12 контрольных скважин северо-западной части равномерно распределены по площади. На не разбуренной юго-восточной части залежи для контроля за процессом разработки месторождения необходимо дополнительное бурение контрольных скважин (5 % от общего фонда скважин). Размещение контрольных скважин произведено с учетом охвата пластов по площади.
В процессе контроля разработки месторождения необходимо изучать:
· динамику текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также динамику закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам и скважинам;
· охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента по отдельным пластам, участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;
· энергетическое состояние залежи, динамику пластового и забойного давлений в зонах отбора и закачки;
· изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин, в том числе и после проведения различных ГТМ и применения МУН, газового фактора, гидропроводности пласта;
· профили притока и отдачи пластов при совместной эксплуатации;
· состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного пласта с соседними по разрезу пластами и наличие перетоков жидкости между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;
· изменение физико-химических свойств добываемой жидкости и газа;
· фактическую технологическую эффективность осуществляемых мероприятий по регулированию разработки;
· построение характеристик вытеснения нефти по скважинам, участкам, залежам.
Конструкция скважин должна быть принята на основании анализа геологических особенностей месторождения, возможных осложнений при проходке по стволу скважин, глубины залегания продуктивных пластов, подлежащих вскрытию, способа эксплуатации, требований по охране окружающей среды и опыта строительства скважин на данном месторождении.
На Угутском месторождении конструкция добывающих и нагнетательных скважины должна предусматривать:
- крепление верхнего интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями. Нижний интервал крепления от 30 до 60 м;
- перекрытие неустойчивых глинистых отложений Талицкой, Люлинворской и Чеганской свит;
- создание канала гидравлической связи с эксплуатационным объектом;
- изоляцию продуктивного пласта от других горизонтов геологического разреза скважины;
- возможность зарезки боковых стволов;
- возможность последующего перевода скважины из добывающего фонда в нагнетательный.
Конструкция добывающих и нагнетательных скважин должна отвечать требованиям, которые предъявляются к глубине спуска и креплению направления и эксплуатационной колонны нагнетательных скважин в соответствии с правилами безопасности.
Исходя из дебитов скважин и спускаемого скважинного оборудования, диаметр эксплуатационной колонны для наклонно-направленных добывающих скважин принимается равным 146 мм. При необходимости допускается применение эксплуатационной колонны диаметром 168 мм (рисунок 2.8).
Анализ ранее пробуренных скважин показывает, что для вновь проектируемых наклонно-направленных нагнетательных и добывающих, а также для горизонтальных добывающих скважин можно порекомендовать конструкции, представленные в таблице 2.1 и 2.2 соответственно.
Таблица 2.1 - Конструкция наклонно-направленных добывающих и нагнетательных скважин
в соответствии с правилами безопасности
Таблица 2.2 - Конструкция горизонтальных добывающих скважин
в соответствии с правилами безопасности
Рисунок 2.8 - Схема конструкции скважины: 1 - направление; 2 - кондуктор; 3 - эксплуатационная колонна
2.5 Устьевое и подземное оборудование
На 01.01.2011 г. эксплуатация продуктивных пластов Угутского месторождения осуществляется механизированным и фонтанным способами. Эксплуатационный фонд составляет 162 скважин, из которых 135 скважин составляют действующий фонд. Подъем продукции на дневную поверхность осуществляется УЭЦН (125 скважин) отечественного и импортного производства (установки компаний «REDA» и «EZLine»), также в эксплуатации находятся 15 фонтанных скважин. Суточная добыча жидкости составляет 18128 м3/сут. Механизированным способом ЭЦН добывается 16553 м3/сут или 91,3 %, фонтанным - 1575 м3/сут или 8,7 %. Суточная добыча нефти составляет 2102 т/сут. Механизированным способом ЭЦН добывается 2070 т/сут или 98,5 %,, фонтанным - 32 т/сут или 1,5 %. Наиболее широко применяются центробежные насосы типоразмера ЭЦН-50. Распределение УЭЦН по типоразмерам представлено в таблице 2.3.
Таблица 2.3 - Распределение УЭЦН по типоразмерам
Эффективность использования насосных установок. Одним из признаков эффективного использования электроцентробежных насосов является соответствие их производительности в скважинах к рабочей области подач по па
Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Основні напрямки фінансового аналізу
Специальные Налоговые Режимы Курсовая
Курсовая работа по теме Анализ факторов, влияющих на ликвидность предприятия
Бланки Анализов Контрольных Работ
Дипломная работа по теме Аналіз і оцінка фінансово-економічного стану ДП 'Куп'янського лісового господарства'
Реферат по теме История ацтеков
Курсовая Работа На Тему Программа Контроля Учебного Процесса Образовательного Учреждения
Понятие дактилоскопии. Криминалист. Значение рельефа кожи ладонной поверхности человека.
Доклад по теме Перспективы и проблемы развития института суда присяжных заседателей в уголовно-процессуальном законодательстве
Курсовая работа: Общая авария как специфический институт морского права
Курсовая Работа Инвестиции В Торговле
Сочинение Образы Комедии Горе От Ума
Почему Гамлет Щигровского Уезда Лишний Человек Сочинение
Реферат Теория Социализации Личности
Контрольная работа по теме Исследование критерия устойчивости гидравлического привода
Дипломная работа по теме Разработка автоматизированной информационной системы 'Электронный журнал'
Гроза Аргументы К Сочинению Егэ
Основные наружные технические средства охраны безопасности образовательных учреждений
Курсовая работа: Сущность и типы государства
Ответы На Контрольную Работу 6 Класса
Концепции современного естествознания - Биология и естествознание реферат
Формирование навыков здорового образа жизни - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда контрольная работа
Международные стандарты аудита - Бухгалтерский учет и аудит реферат