Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УШГН в ЦДНГ-1 ООО НГДУ "Октябрьскнефть" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УШГН в ЦДНГ-1 ООО НГДУ "Октябрьскнефть"

Геолого-физическая характеристика Троицкого месторождения в ООО НГДУ "Октябрьскнефть". Динамика и состояние разработки скважин, технологии повышения нефтеотдачи пластов. Расчет экономической эффективности обработки добывающих скважин реагентом СНПХ-9633.


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.

Месторождения Башкортостана вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительными объемами отбора и закачки воды. Интенсивная выработка запасов нефти неоднородных по коллекторским свойствам продуктивных горизонтов месторождений, разрабатываемых с применением системы заводнения, привели к опережающему отбору нефти из высокопродуктивных коллекторов и, как следствие, к ухудшению структуры и запасов нефти в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых.
В указанных условиях важнейшей задачей является повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение объемов попутно-добываемой воды на основе применения эффективных для конкретных залежей методов.
Повышение нефтеотдачи месторождений - актуальная проблема, решение которой отразится на эффективности геолого-разведочного производства, добычи нефти и экономического потенциала региона.
Троицкое нефтяное месторождение в северо-западной части Башкирии, на территории Туймазинского района 1.
Севернее Троицкой площади находится железная дорога Уфа - Куйбышев. Ближайшей железнодорожной станцией является Туймазы. В некоторой близости от месторождения находятся поселки Нижнетроицкий и Верхнетроицкий и неподалеку посёлок Серафимовский. Ближайшим населенным пунктом является город Октябрьский, находящийся в 24 километрах к северу-западу от месторождения (рисунок 1).
Поселки Серафимовский, Верхнетроицкий и Нижнетроицкий связаны между собой шоссейными дорогами с асфальтовым покрытием.
Разработку Троицкого месторождения осуществляет ООО НГДУ “Октябрьскнефть”, расположенное в поселке Серафимовский. Бурение скважин производило Туймазинское управление буровых работ. Продукция нефтяных скважин после первичной подготовки из Самсыкского нефтесборного парка через перекачивающую станцию Субханкулово откачивается по нефтепроводу на нефтеперегонные заводы города Уфы. Попутный газ потреблялся сажевым заводом города Туймазы и частично использовался на местные нужды. Водоснабжение для бурения скважин осуществляется из подрусловых скважин реки Ик и реки Усень 2.
В орографарическом отношении район месторождения представляет собой пологий сглаженный водораздел наклоненный к западу изрезанный речкой и овражной сетью. Основными формами рельефа являются водораздельные холмы, пойменные части рек, полые и круглые склоны речных долин.
Наблюдаются уменьшения высотных отметок с востока на запад.
Если в восточной части площади высотной отметки достигают 300 - 350 метров, то в западной части они уменьшаются до 250 метров.
Гидрографическая сеть района хорошо развита. Наиболее крупной водной артерией является река Кидаш, которая берёт начало в пределах площади. Источниками питания рек, в основном, являются выходы грунтовых вод Казанского яруса в виде родников и ручьёв.
Климат района континентальный. Он характеризуется морозной зимой, с температурой достигающей до минус 45 0 С (в январе месяце) и довольно жаркая летом с температурой до 30 0 С (в июне месяце). Преобладает направление ветров юго-восточное. Снежный покров достигает 1,5-2 метров. Глубина промерзания грунта до 1,8 метров. Среднегодовое количество атмосферных осадков достигает 500 миллиметров. Растительность представлена в основном лиственными лесами, леса приурочены к водораздельным участкам и больше распространены в северной части, чем в южной.
Из полезных ископаемых, кроме нефти и попутного газа, немалое значение в экономике района имеют известняки, плитчатые и глыбовые песчаники казанского яруса, уфимские глины, пески, гравий и галечник используемые местным населением в качестве строительного материала.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Девонские отложения (D) представлены только средним (D 2 ) и верхним (D 3 ) отделами. Средний отдел расчленяется на два яруса: эйфельский (D 2 ef) и живетский (D 2 gv) 4.
Эйфельский ярус представлен кольцесловым (койвенским D 2 kl ) и бийским (D 2 bs ) горизонтами. Кольцесловый горизонт сложен песчано-гравийными отложениями верхней части пласта D6 и терригенно-карбонатными отложениями нижней части слоя ''нижний известняк''. Песчаники буровато-серые и бурые разнозернистые до гравийных с прослоями гравелитов и конгломератов. Мощность горизонта 14-25 м.
Месторождения: 1 - Мустафинское; 2 - Михайловское; 3 - Копей-Кубовское; 4 - Туймазинское; 5 - Субханкуловское; 6 - Серафимовское; 7- Балтаевское; 8 - Саннинское; 9 - Ташлы-Кульское; 10 - Петропавловское; 11- Солонцовское; 12 - Кальшалинское; 13 - Троицкое; 14 - Стахановское; 15 - Абдулловское; 16 - Суллинское; 17 - Ермекеевское; 18 - Илькинское; 19 - Усень-Ивановское; 20 - Рятамакское; 21 - Березовское
Бийский горизонт представлен преимущественно органогенно-обломочными известняками, реже доломитами. Выделяется как репер ''нижний известняк''. Общая мощность горизонта 15-23 м. Отложениями бийского горизонта завершается эйфельский цикл осадкоотложения.
Живетский ярус состоит из отложений старооскольского (D 2 st ) и муллинского (D 2 ml ) горизонтов.
Старооскольский горизонт представлен теригенно-карбонатным комплексом пород, включающим: песчано-гравийный пласт D4 мощностью от 5 до 13 м; аргиллито-алевролитовую пачку мощностью от 4 до 8 м; песчаный пласт D3 мощностью от 0,5 до 6 м; карбонатную пачку ''средний'' известняк мощностью до 4 м.
Муллинский горизонт подразделяется на два литологических комплекса пород - терригенный и карбонатный.
Терригенный комплекс представлен следующими породами: нижней аргиллито-алевролитовой пачкой мощностью до 8 м; песчаным пластом D2 мощностью от 3 до 26 м; верхней пачкой аргиллито-алевролитовых пород мощностью от 1 до 5 м.
Мощность терригенной пачки изменяется в зависимости от изменения мощности песчаного пласта D2. Уменьшение мощности последнего происходит за счет замещения песчаников в подошве и кровле алевролитами и аргиллитами. Разрез муллинского горизонта заканчивается карбонатной пачкой, мощность которой колеблется от 0,4 до 4 м, называемой “черным известняком”. Общая мощность горизонта от 9 до 40 м.
Отложения верхнего девона представлены франским (D 3 f), фаменскими (D 3 fm) ярусами. Франский ярус подразделяется на нижний (D 3 f 1 ), средний (D 3 f 2 ) и верхний (D 3 f 3 ) подъярусы. К нижнефранскому подъярусу относятся пашийский (D 3 p ) и кыновский (D 3 kn ) горизонты.
Пашийский горизонт сложен преимущественно терригенными образованиями. В его разрезе выделяются следующие пачки: нижняя аргиллито-алевролитовая мощностью до 10 м; средняя песчано-алевролитовая, представленная преимущественно песчаным пластом D1 мощностью до 22,5 м; верхняя аргиллито-алевролитовая пачка мощностью от 2 до 26 м с прослоями и линзами песчаника.
Общая мощность пашийского горизонта 35-40 м.
Кыновский горизонт представлен толщей терригенных и глинисто-карбонатных пород, которая делится на три литологических пачки: карбонатную (репер “верхний известняк”), выполненную органогенными и глинистыми известняками; аргиллито-алевролитовую, в основании которой залегают известняки (репер “среднекыновский”); карбонатную, представленную известняками (репер “верхнекыновский”).
Общая мощность кыновского горизонта 22-25 м.
Среднефранский подъярус расчленяется на саргаевский (D 3 sr ), доманиковый (D 3 dmn ) и мендымский (D 3 mnd ) горизонты.
Саргаевский горизонт представлен в основном карбонатными породами. Известняки серые и зеленовато-серые плотные, с прослоями темно-серого битумного мергеля или аргиллита. Мощность горизонта от 5 до 9 м. Доманиковый горизонт состоит из известняков темно-серых битуминозных с тонкими прослоями черных глин и мергелей, с включениями кремния и пирита.
Мендымский горизонт сложен серыми глинистыми слоистыми или брекчиовидными известняками и доломитами с прослоями мергелей и глинистых сланцев.
Верхнефранский подъярус почти целиком представлен карбонатными породами - буровато-серыми с темно-серым доломитизированными известняками с прослоями брекчиевидных известняков.
Фаменский ярус делится на нижнефаменский (D 3 fm 1 ) и верхнефаменский (D 3 fm 3) подъярусы.
Нижнефаменский подъярус представлен доломитами серыми и зеленовато-серыми, кавернозно-пористыми подчиненными прослоями мелкокристаллических трещиноватых известняков с прослоями гипса и ангидрита.
Верхнефаменский подъярус слагают известняками и реже доломитами, которые встречаются только в верхней части разреза. Известняки мелкокристаллические, пористо-кавернозные, с прослоями аргиллитов.
Общая мощность фаменского яруса 90-160 м.
Нижний карбон (C 1 ) подразделяется на турнейский (C 1 t), визейский (C 1 v), камюрский (C 1 s) ярусы.
Турнейский ярус характеризуется значительной орациальной изменчивостью. Расчленяется на нижнетурнейский (лихвинский надгоризонт C 1 l) и верхнетурнейский (чернышенский надгоризонт C 1 cn) подъярусы, в разрезе которых выделяются соответственно заволжские (D 3 zv ) слои, малевский (C 1 ml ), упинский (C 1 up ), черепетский (C 1 crp ) и кизеловский (C 1 kzl ) горизонты.
Турнейский ярус сложен в основном известняками, нередко глинистыми и окремнелыми, в верхней части разреза с прослоями темных аргиллитов.
Визейский ярус делится на нижневизейский (малиновский надгоризонт C 1 mn), средневизейский (яснополянский надгоризонт C 1 jp) и верхневизейский (окский (C1ok) и серпуховский надгоризонты) подъярусы. Яснополянский надгоризонт состоит из терригенной (бобриковский горизонт C 1 bb ) и карбонатных (тульский горизонт C 1 tl ) пачек.
Бобриковский горизонт сложен исключительно терригенными породами. В нижней части разреза залегают аргиллиты серые и темно-серые, тонкослоистые. Средняя часть разреза представлена аргиллито-алевролитовой пачкой, в нижней части которой прослеживается песчано-алевролитовый пласт - нижний продуктивный пласт бобриковского горизонта. В верхней части разреза преобладают аргиллито-алевролитовые породы с тонкими прослоями каменного угля и углистого сланца. Местами прослеживаются 2-3 маломощных прослоев линзовидных песчаников, которые представляют верхний продуктивный пласт бобриковского горизонта.
Тульский горизонт характеризуется литологическим однообразием. Представлен в основном глинистыми участками окремелыми известняками.
Четвертичная система (Q) представлена песками, суглинками, а также аллювием, состоящим из окатанных и полуокатанных обломков карбонатных и кремниевых пород.
Мощность четвертичных отложений доходит до 10-12 м.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов
Характеристика продуктивных пластов
Коэффициент распространения коллекторов
Эффективная толщина по скважинам, м.
Песчаники пласта С6 имеют полосообразное и линзовидное залегание, преимущественно в северной и южной части месторождения. В большинстве скважин, вскрывших пласт-коллектор, эффективная толщина изменяется от 1,2 до 3 метров. Как правило, песчаники залегают одним монолитным слоем.
Пористые прослойки известняков, залегающие в верхней части кизело вского горизонта, выделяются в продуктивную пачку Ск. Достаточно четко прослеживаются два пористых прослоя. Эффективная суммарная толщина этих прослоек изменяется от 0,8 до 6,4 метров. Общая толщина пачки в среднем равна 11 метров, а эффективная толщина 3,1 метра.
К продуктивной пачке Dф в относятся прослои порово-каверновых известняков, залегающие ниже фаменского репера. Общая толщина этой пачки составляет от 19 до 43 метра. Пористые прослои приурочены к трем интервалам, которые достаточно уверенно прослеживаются по площади. Однако прерывистость отдельных прослоев высока, так как часто коллекторские свойства их снижаются ниже критических значений и залегание прослоев-коллекторов в скважинах различно. Средняя эффективная толщина пористых прослоев в среднем равна 2 метрам, а пачки в целом 5,3 метра.
Нижнефаменский подъярус, пачка Dф н .
Продуктивная пачка Dф н залегает в кровле нижнефаменского яруса. Толщина верхнего продуктивного прослоя коллекторов, к которому приурочены залежи нефти, изменяется от 0.8 до 4.8 метра. Ниже залегают водоносные прослои.
Песчаники пласта D1 имеют почти повсеместное распространение по площади (коэффициент распространения равен 0,98). Отмечается полосообразные залегания зон пониженных и повышенных эффективных толщин пласта. На Троицком участке зоны пониженных толщин песчаников расположена вдоль грабена. Несомненно, наличие грабенообразного прогиба повлияло на отложения песчаников. На Южно-Троицком и Суккуловском участках в районе поднятий отметаются повышенные эффективные толщины. Песчаники, залегающие в верхней части разреза, часто отчленены от нижележащих прослоев и имеют прерывистое залегание. В пласте D1 установлено 14 залежей нефти.
Песчаники пласта D2 довольно выдержаны по площади (коэффициент распространения равен 0.94). Однако, по разрезу они часто, в разной степени замещены алевролито-аргиллитовыми породами. В связи с этим эффективная толщина пласта по скважинам изменяется в больших пределах: от 1.2 до 24 метра. Зоны повышенных значений эффективной толщины приурочены в основном к поднятиям. Нередко песчаники имеют от 2 до 4 прослоек. Коллекторские свойства изменяются в больших пределах в песчаниках пласта D2 установлено 7 залежей нефти.
Песчаники пласта D3 залегают в виде широкой извилистой полосы. Обширная зона замещения коллекторов отмечается на Суккуловском участке, где песчаники имеют очень ограниченное линзовидное залегание. Наблюдается частое чередование зон повышенных и пониженных значений эффективной толщины, ее высокая изменчивость.
1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей
Характеристика нефти и растворенного в ней газа продуктивных пластов Троицкого месторождения дается на основании анализов поверхностных и глубинных проб нефти. Поверхностные пробы отобраны по всем продуктивным пластам. Глубинных проб не отобрано из пласта D3, Кизеловского и Бобриковского горизонтов. Изучение свойств пластовых нефтей производилось в лаборатории ООО НГДУ «Октябрьскнефть». Нефти верхних горизонтов (пласт С6, пачки Ск, Dф В и Dф Н ) более тяжелые, вязкие, смолистые, с высоким содержанием асфальтенов. Из карбонатных отложений фаменского яруса отобрано три глубинные пробы из двух скважин. Одна проба из отложений нижнефаменского подъяруса (пачка Dф Н ) и третья проба совместная (Dф В и Dф Н ). Результаты исследований показывают, что нефти по обеим пачкам существенных различий не имеют.
Нефть фаменского яруса тяжелая (плотность разгазированной нефти 0.96 г/см 3 ) , имеет высокую вязкость достигающую до 60 мПа * с в пластовых условиях. По поверхностным пробам её величина достигает 203 мПа * с. Давление насыщения изменяется от 4 до 4,6 мПа, а газонасыщенность от 2,4 до 15,5 м 3 /т. Довольно стабильна величина объемного коэффициента, которая в среднем составляет 1,036, а пересчётного коэффициента - 0,996.
По пласту D1 отобрано 7 глубинных проб из трех скважин (скважины №93, №590, №650) по трем залежам. Плотность пластовой нефти колеблется от 0,789 г/см 3 до 0,819 г/см 3 , в среднем составляя 0,799 г/см 3 (таблица 1.2). Средняя плотность разгазированных нефтей составляет 0,862 г/см 3 , что мало отличается от средней величины плотности нефти по поверхностным пробам (0,866 г/см 3 ). Следует также учесть, что поверхностные пробы характеризуют все залежи, а следовательно, не учитывают некоторого различия в свойствах нефти по залежам. Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 2,2 до 4,6 мПа * с в среднем составляя 3,8 мПа * с.
Вязкость разгазированной нефти из пластовых проб в среднем составляет 12,6 мПа * с. По поверхностным пробам её величина в среднем оставляет 15,2 мПа * с. Давление насыщения нефти колеблется от 8 до 9,5 МПа при пластовом давлении 18,5 МПа. Средняя газонасыщенность по пласту D1 равна 57 м 3 /т. Объемный коэффициент в среднем равен 1,15, а соответствующая ему величина пересчетного коэффициента равна 0,865.
По пласту D2 отобрано 17 пластовых проб из 4 скважин (скважины №588, №597, №598, №604). Нефть пласта D2 по сравнению с нефтью пласта D1 несколько легче и менее вязкая. Средняя плотность её составляет 0,764 г/см 3 (пласт D1 - 0,799 г/см 3 ). Вязкость изменяется от 2,2 до 3,5 мПа * с; в среднем газонасыщенность составляет 94 м 3 /т. При этом давление насыщения равно 10,4 МПа, величина объемного коэффициента 1,217, пересчетного коэффициента - 0,822. Плотность нефти разгазированных пластовых проб в среднем составила 0,830 г/см 3 , а средняя величина плотности по поверхностным пробам - 0,838 г/см 3 . Расхождения обусловлено, как по пласту D1, большей представительностью поверхностных проб, охватом ими большего числа залежей. Нефти пласта D3 по поверхностным пробам имеют плотность 0,870 г/см 3 , то есть близкие к нефти пласта D 1 . Близки они и по значению кинематической вязкости - 22.4 мм 2 /с (по пласту D1 - 21,3 мм 2 /c).
По пласту D4 отобрано 8 проб из трёх скважин (скважины №556, №576, №594), которые характеризуют нефти только двух залежей. Плотность пластовой нефти пласта D4 несколько меньше, чем по пласту D1 (0.791 и 0.799 г/см 3 ).
По вязкости нефти пластов D4 и D1 одинаковые в пластовых условиях и несколько различаются в поверхностных условиях (D4- 10,3 мПа * с и D1-18 мПа * с).
Несколько снижены по сравнению с пластом D1 величины газонасыщенности (52,8 м 3 / т) и объемного коэффициента (1,126). По данным исследования поверхностных проб следует, что свойства нефти пласта D4 существенно применяются по залежам.
Компонентный химический состав пластовой нефти изучался по пробам (таблица 1.3). По одной пробе пластов D1 и D2 и по двум пробам из фаменского яруса (пачка Dф В и Dф Н ). Содержание азота, растворенного в нефти пласта D2, почти в 2 раза выше, чем в нефти пласта D1. В связи, с чем по пласту D2 отмечается повышение давления насыщения (10,4 МПа против 2,9 МПа). Содержание газовых компонентов в углеводородном ряду по пластам D1и D2 равно 35-39%, этим объясняется повышенное газосодержание нефтей пластов D1 и D2 и низкое - нефти фаменского яруса.
Газы нефтей пластов D1 и D2 не содержат сероводорода. По пласту D3 глубинные пробы не отбирались, а по пласту D4 исследование не проведено. Газы нефтей верхнефаменского подъяруса содержат 1,03% сероводорода и углекислоты в четырёх с лишним раза больше, чем газы пласта D1. В газах пласта D2 углекислоты не обнаружено. Отличительной чертой газа, растворенного в нефтях Троицкого месторождения, является низкое содержание азота, которое изменяется от 10 до 21%.
В углеводородной части преобладающими компонентами являются метан, этан и пропан, содержание которых составляет по терригенному девону 70-73%. По фаменскому ярусу их содержание равно 62,7% . Из компонентного состава следует, что все газы относятся к жирным, и содержат достаточное количество тяжелых углеводородов. Содержание гелия в газах некондиционное. В таблице 1.4 представлен химический состав пластовых вод.
Коэффициент сжимаемости, 10 -4 *0.1 МПа
Коэффициент температурного расширения, 10 -4 *1 0 С
Плотность нефти, г/см 3 при 17.5 Мпа при Рнас. при 20 0 С и Р=0
Вязкость нефти, мПа*с при 17.5 Мпа при Рнас.
Температура плавления парафина, 0 С
Фракционный состав поЭнглеру, выход в%
На 01.12.1998 года на месторождении зафиксированы следующие показатели разработки (рисунок 2) 9.
Добыча нефти с начала разработки составила 1568948 т, в том числе за последний год (1998) 38412 т (среднесуточный дебит 105,2 т/сут.). Добыча воды с начала разработки составила 18453284 т, в том числе за последний год 535600 т (среднесуточный дебит 1467,4 т/сут). Соответственно, количество добытой жидкости:
в поверхностных условиях - с начала разработки 16125433 т за 1998 год 576321 т (среднесуточный дебит 1578,9 т/сут),
в пластовых условиях - с начала разработки 17366390 т, за 1998-ый год 594615 т (среднесуточный дебит 1786,1 т).
Количество добытого попутного газа выражается следующими цифрами:
за весь период разработки месторождения добыто 65520 тыс. т попутного газа, за последний год - 163,9 тыс. м 3 (средний газовый фактор составил 12,7 м 3 /т).
Конечная обводненность на конец 1998 года составила: весовая -91,07%, объемная поверхностная - 88,40%, объемная пластовая - 86,28%. При чем обводнен весь добывающий фонд скважин (101 скважины). Они распределяются по проценту обводненности продукции следующим образом: с обводненностью от 20% до 50% работают 2 скважины, от 50% до 90% - 30 скважины, от 90% до 98% - 52 скважин, свыше 98% - 17 скважин. Водный фактор составил 3,2 м 3 /м 3 или 4,2 т/т за весь период разработки (за последний год - 5,1 м 3 / м 3 или 7,1 т/т) 3.
Необходимость поддержания пластового давления на Троицком месторождении отпадает, в связи с тем, что территория этого месторождения приходится на водоохранную зону. Отсутствие систем ППД объясняется также тем, что пластовое давление практически не изменяется и это связано с особенностью геологического строения - нижние слагающие пласты являются “пластами-плывунами “.
Анализ показателей разработки за 1994 - 1998 года приведен в таблице 2.1.
Анализ показателей разработки за 1994-1998 годы
Дается оценка степени исследования добывных возможностей скважин и насосного оборудования, а также максимального объема геолого-технических мероприятий по увеличению отбора жидкости из скважин снижением динамических уровней.
Методика анализа следующая. На первом этапе получили статистические распределения скважин по глубине подвески насосов и динамическому уровню. Затем установили высоту подъема жидкости из скважин, которая обеспечивается современным насосным оборудованием для условий Троицкого месторождения. Высота подъема жидкости приближенно равна динамическому уровню. Пользуясь распределением фонда по динамическому уровню, и принятой высотой подъема жидкости оценили долю фонда скважин для разработки геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Исходные данные взяты из технологических режимов скважин (таблицы 2.2, 2.3) 5.
В реальных условиях подача и высота подъема жидкости скважинных насосов отличаются от паспортной. Фактическая подача насосов зависит от режима работы, конструкции и технического состояния оборудования, величины пластового и забойного давления, коэффициента продуктивности, физико-химических свойств жидкости, газового фактора, растворимости газа в нефти и так далее.
При прочих равных условиях подача насоса зависит от объёма газа попадающего вместе с нефтью в насос и снижающего его объёмный коэффициент подачи из-за несовершенства существующих скважинных газосепараторов. Борьба с вредным влиянием газа осуществляется увеличением погружения насосов под динамический уровень.
Рациональную глубину погружения насосов определяют опытным путём. Электроцентробежные насосы вполне удовлетворительно работают при погружении 450-600 метров (по вертикали).
Погружение насосов на глубины, превышающие указанные приводит к незначительному увеличению коэффициента подачи и поэтому нецелесообразно.
В скважинах Троицкого месторождения напор установок ЭЦН обеспечивает высоту подачи жидкости 1100-1200 метров при давлении на устье скважины 1.5 МПа. Электроцентробежные насосы рекомендуется устанавливать на глубины 1600 метров при этом динамический уровень необходимо поддерживать на глубине не менее 1000 метров.
1. Около 40% действительного фонда добывающих скважин имеют резервы для добычи нефти.
2. Даны рациональные интервалы изменения основных параметров насосных установок.
Характеристика фонда скважин ЦДНГ-1 ООО НГДУ «Октябрьскнефть» по дебиту нефти на 01.11.2002 г.
Характеристика фонда скважин ЦДНГ-1 ООО НГДУ «Октябрьскнефть» по дебиту жидкости на 01.11.2002 г.
2.3 Современные технологии повышения нефтеотдачи применя е мые в ООО НГДУ "Октябрьскнефть"
Технология и техника поддержания пластового давления
Ежегодное наращивание добычи нефти с использованием системы ППД неразрывно связано с ростом обводненности продукции скважин и необходимостью реализации увеличивающихся объемов попутно добываемой воды. Последнее достигается с развитием системы ППД, т.е. все звенья нефтепромыслового хозяйства взаимосвязаны.
Обработка призабойной зоны растворами ПАВ производится по следующей схеме: из скважины поднимают подземное оборудование, и эксплутационную колонну шаблонируют, тщательно промывают забой, поднимают трубы с шаблоном, на 15-30 м выше верхних отверстий интервала перфорации спускают пакер и спрессовывают его, причем конец трубы под пакером должен находиться против нижних перфорационных отверстий. Готовят раствор ПАВ из расчета 0,1% на 3-10 м 3 воды; готовый раствор закачивают в НКТ и продавливают в пласт водой. Объем продавочной воды берется равным объему НКТ. Скважину оставляют под давлением на 24 часа, после чего производиться снятие давления, разгерметизация пакера, промывка скважины, подъем пакера, спуск подземного оборудования и пуск скважины в эксплуатацию 6.
Кислотные обработки призабойной зоны пласта
В ООО НГДУ "Октябрьскнефть" для улучшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта применяются следующие виды кислотных обработок:
Солянокислотная обработка. Анализ большого числа простых солянокислотных обработок (197) на нефтяных залежах ООО НГДУ "Октябрьскнефть" показал, что высокая успешность этих обработок (по дополнительно добытой нефти на одну обработку от 494,8 т до 373,3 т) соответствует безводному периоду разработки или периоду начального обводнения залежей (до 20%). При обводненности свыше 30-40% средняя эффективность резко падает (в пять раз) 10.
При давлении свыше 5,65 МПа и t = 20°С (средняя температура против призабойной зоны пластов скважин ООО НГДУ "Октябрьскнефть" 24°С) скорость взаимодействия кислоты с породой при дальнейшем повышении давления практически не изменяется. Значит, при этих давлениях основную роль играет линейная скорость закачки кислоты, которая позволяет сократить время контакта кислоты с породой, что способствует продвижению кислоты в активном состоянии вглубь пласта, увеличению степени охвата пород пласта за счет высоких перепадов давления и вовлечению в работу малопроницаемых участков.
Из опыта гидроразрыва пласта на скважинах ООО НГДУ "Октябрьскнефть" установлено, что развитие трещин, приводящих к гидроразрыву происходит при давлениях 18-25 МПа. Поэтому при первичных солянокислотных обработках не следует создавать давление свыше 12-15 МПа. При достижении этих давлений должна выдерживаться кислотная ванна в течение определенного времени (30-120-240 минут), достаточного для снижения давления и разъедания наибольшего числа каналов , по которым в последствии пойдет закачиваемая кислота вглубь пласта, что дает возможность повторных эффективных обработок в дальнейшем, когда кислота пойдет по уже раздренированной сети каналов разъедания.
В обратном случае существует вероятность создания преимущественной трещины, по которой в последующем при повторных обработках будет проникать кислота. При этом эффективность обработки резко падает.
В этом смысле хорошо показали себя нефтепенокислотные обработки -направленные обработки кислотной пеной с предварительной закачкой высоковязкой нефтекислотной эмульсии и продавкой кислотной пены большим объемом воздуха. Закачиваемая высоковязкая нефтекислотная эмульсия перекрывает ранее обработанные нижние интервалы продуктивной части пласта, что позволяет осуществить закачку пены в верхние неотработанные интервалы.
3 . Технологическая характеристика Троицкого месторождения в ООО НГДУ «Октябрьскнефть»
3.1 Компоновка оборудования УЭЦН на Троицком месторожд е нии
Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти состоит из погружного агрегата (электронасоса), спускаемого в скважину на насосных трубах, погружного электродвигателя, специального кабеля, питающего двигатель электроэнергией, и станции автоматического управления (рисунок 3).
Электроцентробежный насос. Погружной многоступенчатый центробежный насос представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, выполненный из трубной заготовки 13.
Погружные центробежные насосы для добычи нефти в зависимости от условий эксплуатации имеют два исполнения: обычные, предназначенные для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с незначительным содержанием механических примесей (до 0,01% по массе), и износостойкие - для эксплуатации сильно обводненных скважин со значительным содержанием механических примесей (до 1% по массе) в отбираемой жидкости.
По диаметрам и габаритным поперечным размерам насосы делятся на три условные группы: 5, 5А и 6, с наружными диаметрами корпуса соответственно 92 мм, 103 мм и 114 мм. Частота вращения вала изготовляемых погружных центробежных насосов колеблется в пределах 2800-2900 об/мин.
Из общего числа работающих на промыслах электронасосов примерно 95% составляют насосы обычного исполнения (ЭЦН).
Направляющие аппараты закреплены для предотвращения поворота в корпусе насоса специальной гайкой (ниппелем), а рабочие колеса посажены на вал на шпонке, предотвращающей поворот их относительно вала, и свободно перемещаются вдоль него.
Рабочие колеса многоступенчатых погружных насосов изготовляются из специального никелевого чугуна. Направляющие аппараты (осевого типа) изготовляются также из никелевого чугуна.
Диаметральные размеры износостойких насосов и их ступеней, а также параметры насосов (за исключением долговечности) примерно такие же, что и у обычных.
Применение погружных электронасосов позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года (даже в самые суровые зимние месяцы) без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста.
При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ.
Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.
Конструктивно эл
Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УШГН в ЦДНГ-1 ООО НГДУ "Октябрьскнефть" дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Дипломная работа по теме Депозитні операції з фізичними особами та управління ними
Реферат по теме Северо-Восточная Русь во второй половине XIII века
Контрольная Работа На Тему Особенности Применения Различных Наглядных Средств По Развитию Зрительного Восприятия Дошкольников С Нарушениями Зрения
Курсовая работа по теме Зміцер Хведаравіч Жылуновіч
Что Происходит В Природе Летом Сочинение
Курсовая работа по теме Производительность труда и значение её в условиях рыночной экономики
Реферат: Kkk 3 Essay Research Paper The Ku
Курсовая работа: Принципи обробки кольорових факсимільних зображень
Эссе На Тему Будущее Информатики
Конспект Произведения На Тему Патентный Закон Российской Федерации
Контрольная Работа Гидросфера 6 Класс С Ответами
Курсовая Работа На Тему Обучение Аудиторов. Система Государственного Финансового Контроля
Реферат На Тему Отношение Русской Православной Церкви К Распутинщине
Дипломная работа по теме Валютные курсы
Скачать Реферат Контроль Технического Состояния Автотранспортных Средств
Реферат На Тему Передача Информации По Информатике
Лабораторная Работа 2 5
Реферат На Тему Супы
Реферат по теме Виды насосов
Реферат: Происхождение вселенной. Скачать бесплатно и без регистрации
Исследование операций по заработной плате - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Спасательные работы в районах стихийных бедствий - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда реферат
Природно-ресурсный потенциал страны и проблемы его рационального использования - География и экономическая география реферат