На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти готовые бесплатные и платные работы или заказать написание уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов по самым низким ценам. Добавив заявку на написание требуемой для вас работы, вы узнаете реальную стоимость ее выполнения.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Быстрая помощь студентам

 

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УЭЦН Озерного месторождения

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 17.11.2012. Сдан: 2012. Страниц: 5. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):



Федеральное агентство по образованию  Российской федерации
ФГОУ  СПО "Пермский нефтяной колледж" 
 
 
 

КУРСОВАЯ РАБОТА
Анализ  добывных возможностей скважин, оборудованных  УЭЦН
Озерного  месторождения
ПНКО. 13050302. Э37  
 
 
 
 

    Руководитель:       С.А. Салынова
    Разработал:       М.С. Ширякин
 

Содержание
Введение..................................................................................................................4
    Геологическая часть
      Общие сведения о месторождении.............................................................5
      Литолого-стратиграфическая характеристика...........................................7
      Тектоника.....................................................................................................11
      Нефтегазоносность......................................................................................13
      Физико-химические свойства флюидов и коллекторов..........................20
      Типовая конструкция скважин……..........................................................29
    Техническая часть
      Современное состояние разработки..........................................................31
      Используемое оборудование......................................................................35
      Анализ добывных возможностей скважин...............................................43
        Определение коэффициента продуктивности................................43
        Определение минимально допустимого забойного давления …………………………………………………………………………..…44
        Определение максимального допустимого дебита скважины ……………………………………………………………………………..44
        Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами.......................................................................................................45
    2.3.5 Таблица расчетных данных по анализу добывных возможностей...............................................................................................45
      Анализ технологических режимов работы скважин................................46
        Определение газового фактора на приеме насоса..........................46                                                  
        Определение приведенного пластового давления по кривой разгазирования.............................................................................................47
        Определение оптимального допустимого погружения насоса под динамический уровень жидкости..............................................................47                                               
        Определение фактического  погружения насоса под динамический уровень жидкости..............................................................49                                    
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
        Определение разницы между оптимальным и  фактическим погружением насоса под динамический уровень.....................................49
        Определение коэффициента подачи насоса...................................50
        Сводная таблица расчетных данных...............................................51
      Выбор оборудования...................................................................................51
    2.5.1. Определение необходимого напора  ЭЦН.......................................51
      Выводы и рекомендации.............................................................................53
    Организационная часть
      Охрана окружающей среды .......................................................................55
      Охрана недр……………….........................................................................59
      Охрана труда................................................................................................61               
      Противопожарные мероприятия................................................................63
Заключение...........................................................................................................66

Список  литературы.............................................................................................67
 

     
Введение
     Разработка  данного курсового проекта в  основном направлена на то, чтобы студент  научился разбираться в технологических  режимах работы скважин, научился выбирать и создавать их.
     Выпускаясь  из учебного заведения студент должен быть хорошо подготовленным специалистом, который сможет разрабатывать месторождения так, что коэффициент извлечения нефти будет максимальным, а затраты при этом минимальны. Главное добыть много ни как можно быстрее, загубив при этом месторождение за 5-10 лет, а как можно больше из того, что есть в недрах. Пусть это будет не очень быстро, главное  рационально.
     Данный  курсовой проект является творческой практической работой.  Его целью  является сравнительный анализ фактического материала путем перерасчета его на теоретический. В нем студент всё рассчитывает самостоятельно, обдумывает, принимает решения, делает выводы и дает рекомендации. 
     Я взял для изучения Озерного месторождения, на котором я проходил свою первую производственную практику, благодаря которой я многому научился.  

 

     
I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     1.1. Общие сведения  о месторождении
     В административном отношении Озерное  месторождение расположено на севере Пермской области на юго-западной окраине  Красновишерского района. От районного центра г. Красновишерска оно удалено в южном направлении на 30 км, от областного центра г. Перми – 470 км на север.
     Площадь месторождения расположена в  удалении от населенных пунктов.  Главными транспортными артериями района являются шоссейная автодорога Пермь – Кунгур – Березняки – Соликамск - Красновишерск, электрофицированная железная дорога Пермь-Соликамск, реки Кама и Вишера.
     В орографическом отношении район  работ расположен в междуречье р. Язьвы и Вишеры и представляет собой полого всхолмленную равнину с заметным понижением рельефа в западном направлении от 260 до 130 м. В пределах площади сильно развита речная сеть. С севера и запада район ограничивает р. Вишера, которая участками сильно меандрирует, образуя множество озер-стариц. Наиболее крупными озерами являются – Сосновское, Кабаниха, Губдорское (Рис. 1.1). Непосредственно в центре месторождения находится озеро Нюхти, признанное гидрогеологическим памятником природы. На западе пойма р. Вишеры сильно заболочена. Северо-восточнее площади месторождения протекает р. Язьва – левый приток Вишеры. Восток - северо-восток площади окаймляет р. Глухая Вильва, река Колынва – с юга, запада и востока. Площадь месторождения сильно заболочена (до 50%). В между речьи рек Глухая Вильва и Колынва расположено болото «Дорыш» глубиной более 2 м.
     Значительная  часть территории покрыта лесом  смешанного типа, преимущественно хвойного.
     
     Климат  района континентальный с холодной продолжительной зимой, теплым, сравнительно коротким летом. Средняя годовая  температура воздуха -0,2?С. Самым холодным месяцем в году является январь со средней температурой воздуха -17,2?С, самым теплым – июль +16,8?С. Абсолютный минимум температур воздуха -53?С, абсолютный максимум +36?С. Продолжительность безморозного периода в среднем составляет 84 дня.
     Годовая сумма осадков достигает 852 мм. Максимальное количество осадков за месяц наблюдается  в ноябре – 88 мм, минимальное –  в феврале 49мм.
     Максимальная  высота снежного покрова на открытом участке составляет 103 см, минимальная  – 64 см. Преобладающим направлением ветра в течение года является южное.
     Слабо развитая дорожная сеть, большое количество мелких речек, отсутствие переправ через  основные реки, значительная залесенность и заболоченность местности позволяют  отнести данное месторождение к месторождениям с трудными природно-климатическими условиями.
     Электроэнергией район работ не обеспечен. Населенных пунктов в районе работ нет.
     Ближайший нефтепровод Геж-Каменный Лог находится  в 42 км от площади месторождения.
     Месторождение расположено в перспективном нефтегазодобывающем районе. Соседними открытыми месторождениями являются Гежское, Кисловское, Цепелское, Гагаринское, Мысьинское, Маговское и др.
     На  Озерном месторождении не обнаружено месторождений твердых полезных ископаемых, находящихся на государственном учете. В 1,5-2,5 км западнее и юго-западнее Озерного месторождения проходит северная граница распространения калийных солей Верхнекамского калийного месторождения.
 

     
1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика

     Геолого-стратиграфический разрез Озерного месторождения изучен по материалам структурных, поисковых и разведочных скважин. Наиболее полный разрез, от четвертичных до вендских отложений, вскрыт скважине №  38 (2325 м) и является типичным для Соликамской впадины. Нефтеносность в стратиграфическом отношении приурочена к отложениям сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш1, Бш2, Бш3), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок).
     Пермская  система (Р)
     Представлена  верхним и нижним отделом. Нижний отдел охарактеризован отложениями кунгурского, артинского, сакмарского и ассельского ярусов. Мощность отложений соленосной, глинисто-ангидритовой и глинисто-карбонатной толщ кунгурского яруса (P1k) колеблется от 458 до 570 м.
     Артинский ярус (P1ar) подразделяется на две толщи: терригенную и карбонатную. Толщина терригенной пачки в межрифовой фации колеблется от 180 до 250 м и на вершине рифа - от 100 до 150 м. Представлена  известковистыми аргиллитами плотными, крепкими с прослоями алевролитов известковистых плотных. Карбонатная пачка сложена известняками органогенными, плотными. Рифовая фация развита в вершинной части поднятия. На склонах к краям рифа известняки обогащаются глинистым материалом, появляется слоистость, общее количество фауны убывает. Толщина карбонатной пачки колеблется от 58 м в межрифовых разрезах (скважин  №№ 49, 36) до 189 м в вершинной части поднятия (скважин №№ 43, 42, 38).
     Самарский (P1s) и ассельский ярусы (P1a) представлены известняками, прослоями доломитизированными, органогенными, перекристаллизованными, мелкокавернозными, пористыми и доломитами участками окремнелыми, плотными.
     
     Проницаемые пласты в кровле сакмарских отложений  нефтенасыщены (скважины №№ 46, 48, 47). Общая  толщина сакмарско-ассельских отложений  колеблется от 191 до 261 м.
     Каменноугольная система (С)
     Представлена  тремя отделами. Верхнекаменноугольные  (C3) отложения сложены доломитами и известняками толщиной от 71 (скважина № 38) до 80-110 м (скважина № 49).
     Средний отдел каменноугольной системы  включает московский и башкирский ярусы. Московский ярус (C2m) в составе мячковского, подольского, каширского и верейского горизонтов представлен известняками плотными крепкими, слабо доломитизированными с прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина отложений московского яруса колеблется от 195 до 218 м.
     Башкирский  ярус (C2b) представлен известняками с прослоями доломитов. Известняки органогенно-обломочные, от скрыто до крупнозернистых, участками плотные, пористые, со стилолитовыми швами и сутурными линиями. Доломиты скрыто- и мелкокристаллические, плотные, крепкие, с включениями кремня, кавернозные. К отложениям башкирского яруса приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений 63-90 м.
     Нижний  отдел каменноугольной системы  включает отложения серпуховского, визейского и турнейского ярусов. Серпуховский ярус (C1s) характеризуется широким развитием кавернозности отложений. Представлен известняками и доломитами среднезернистыми с крупными кавернами. Мощность отложений 110-128 м.
     Карбонатные отложения окского (C1ok) и тульского (C1tl) возраста представлены известняками и доломитами. Известняки от мелко- до крупнозернистых, плотные, крепкие, с включениями глубокого ангидрита, со стилолитовыми швами и трещинами, выполненными глинистым материалом. Доломиты и доломитизированные известняки окремнелые, с гнездами крупнокристаллического кальцита. В верхней части окского надгоризонта установлена промышленная нефтеносность. Толщина отложений окского надгоризонта составляет 123-151 м, карбонатной пачки тульского горизонта - 12-17 м.
     Терригенные отложения тульского горизонта представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами Тульские терригенные отложения залегают на размытой поверхности турнейского (впадинные и склоновые разрезы) и фаменского (рифовые разрезы) ярусов. Толщина отложений терригенной толщи 11-42 м.
     Турнейские  отложения (C1t) в пределах рифогенного массива отсутствуют. В разрезах впадинного типа отложения турнейского возраста представлены карбонатными и терригенно-карбонатными комплексами пород заволжского, малевско-упинского, черепетского и кизеловского возраста. Толщина отложений турнейского возраста 159-166 м.
     Девонская система (D)
     Представлена  фаменским, франским и живетским  ярусами.
     Разрез  фаменского яруса (D3fm) представлен двумя типами: рифовым и межрифовым (впадинным). Разрезы рифового типа прослежены во всех скважинах в пределах массива. Представлены известняками и доломитами без ощутимых глинистых примесей. Известняки светло- и темно-серые, с остаточной фауной брахиопод и криноидей, прослоями кавернозные со следами выщелачивания. Доломиты светло-серые до белого, скрытокристаллические, плотные, иногда кавернозные. К карбонатным породам рифовой фации приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений фаменского возраста колеблется в пределах 126-163 м.
     Впадинный тип разрезов представлен известняками серыми и темно-серыми, участками доломитизированными, глинистыми, чередующимися с пачками переслаивания битуминозных известняков, реже сланцев. Толщина отложений впадинного типа разреза фаменского яруса составляет 105 м (скважина  № 49).
     
     
     Верхнефранский  подъярус (D3f2) – нерасчлененная толща (ливенский, евлановский, воронежский, бурегский горизонты). Для рифового типа разреза характерны известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические, массивные, прослоями кавернозные, с вертикальными трещинами, выполненными кальцитом, с фауной брахиопод и доломиты крепкие, массивные, известковистые. Толщина верхнефранских отложений в рифовой фации составляет 271-290 м. Верхнефранская толща в межрифовых разрезах (скважин №№ 49) представлена известняками в различной степени окремнелыми, битуминозными, с тонкими прослоями сланцев битуминозно-известковистых. Толщина составляет около 48 м.
     Нижнефранский подъярус (D3f1) включает отложения кыновского горизонта, представленные известняками, и терригенную толщу кыновско-живетского возраста, залегающую на размытой поверхности вендского комплекса
     Вендский  комплекс (V) представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толща в скважине № 49 составляет 18 м.
 

     
1.3. Тектоника
     Озерное месторождение в тектоническом отношении приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Соликамской депрессии
     Тектоническое строение Соликамской впадины изучено  по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.
     Вся территория Соликамской впадины  расположена в области распространения  единого крупного Камско-Кинельского  прогиба с широким развитием  рифовых построек позднедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Озерная структура является таким рифогенным массивом. Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ картируется в виде моноклинального склона на северо-восток. Глубина залегания фундамента около 6 км.
     Поверхность отложений вендского комплекса (скважин №№ 35, 38, 49) представлена упрощенной моноклиналью с падением слоев с запада на восток от абсолютных отметок –2092 м до –2134 м. Угол наклона слоев составляет 0?30'.
     По  кровле терригенных отложений кыновского горизонта (III отражающий горизонт) Озерная структура находится в пределах структурного мыса, открывающегося на северо-запад (стратоизогипса –2100 м).
     В строении верхнедевонского карбонатного комплекса Озерная структура  представляет собой рифогенное сооружение, осложненное двумя вершинами. Высота рифа, начавшего рост в бурегское время, 460 м.
     По II отражающему горизонту (кровля терригенных  отложений тульского горизонта) Озерная структура представляет собой купол неправильной формы  размерами 5,7х6,0 км по замкнутой стратоизогипсе –1650 м. Амплитуда западной вершины 135 м, восточной –105 м. Углы наклона северо-восточного крыла более 4?, юго-восточного 3?22'.
     
     Структурный план башкирского яруса изучен по данным глубокого бурения. Все структурные  построения проведены с учетом информативного нижележащего структурного плана по кровле тульских терригенных отложений. Размеры структуры по изогипсе –1270 м  составляют 5,75х4,9 км, амплитуда 45 м. Углы наклона: восточного крыла 2?40', западного 2?55'.
     По  горизонту АТ (поверхность артинских терригенных отложений) структура представляет собой куполовидную складку размерами 3,5х3,0 км по замкнутой изогипсе  –480 м. Амплитуда поднятия 24 м. Углы наклона: восточного крыла 1?27', западного - 1?47'.
     Строение  нижнепермского комплекса осложнено  рифогенным сооружением артинского возраста. Максимальная высота рифа отмечена в районе скважин №№ 38, 42, 43 и составляет 170 м. Склон рифа, представленный переслаиванием слоистых карбонатных пород с рифогенными разностями, прослеживается в разрезах скважин №№ 46 и 48. В это же время, в верхнедевонском структурном этаже наблюдается в районе этих скважин наиболее высокая вершина рифа.
     Таким образом, в тектоническом отношении  Озерная структура представляет собой купол тектоно-седиментационного  происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов по маркирующим горизонтам терригенного девона, каменноугольных отложений и артинского яруса, вследствие развития последевонского и раннепермского органогенных сооружений.  
 

 

     
1.4. Нефтегазоносность
     В разрезе Озерного месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):
    нижнепермский карбонатный НГК;
    среднекаменноугольный карбонатный НГК;
    нижне-средневизейский терригенный НГК;
    верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК;
    кыновско-эйфельский терригенный НГК.
     Нижнепермский карбонатный НГК
     На  Гежском, Кисловском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском месторождениях нефтепроявления  приурочены к филипповским, сакмарским, ассельским и артинским отложениям. На Озерном месторождении нефтепроявления  в артинских отложениях отмечены в скважинах №№ 48, 49, 50, 51. Промышленная нефтеносность установлена в сакмарском пласте (См).
     Среднекаменноугольный карбонатный НГК
     Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и  верейского горизонтов, башкирского  и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских – практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Озерном месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского яруса (пласты Бш1, Бш2, Бш3) и окского надгоризонта (пласт Ок).
     Нижне-средневизейский  терригенный НГК
     
     В северной части Соликамской впадины  в пределах комплекса выделяется тульский пласт. Нефтепроявления отмечены на Мысьинском, Гагаринском месторождениях, на Кисловском и Федорцевском – получены промышленные притоки. На Озерном месторождении тульский пласт представлен заглинизированными уплотненными песчаниками и алевролитами. По результатам исследований керна (скважин №№ 48, 50, 51), испытаний в открытом стволе (скважин №№ 35, 46) и перфорации (скважина № 36) были отмечены нефтепроявления и незначительные притоки нефти, не имеющие промышленного значения.
     Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК
     В пределах комплекса нефтепроявления  в турнейско-фаменских отложениях отмечены практически на всех месторождениях Соликамской впадины. Залежи нефти с промышленными запасами выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В верхне и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления встречены на Кисловском, Чашкинском, Озерном (скважины №№ 36, 44, 38, 51) месторождениях.
     Кыновско-эйфельский терригенный НГК
     Нефтепроявления по кыновскому и пашийскому пластам  отмечены на Кисловском, Гагаринском, Пихтовском и Бельском месторождениях. На Озерном месторождении нефтепроявления встречены в одной скважине 49. Отложения кыновского горизонта испытаны совместно с семилукскими и саргаевскими известняками в открытом стволе в двух скважинах (приток фильтрата, бурового раствора и пластовой воды). Это подтверждает низкую перспективность нефтегазоносности девонских терригенных отложений на изучаемой территории.
     В результате, на месторождении установлена  нефтеносность в карбонатных  отложениях сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш1, Бш2, Бш3), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок). Строение залежей схематично отображено на геологических профильных разрезах средне- и нижнекаменноугольных продуктивных отложений I-I по линии скважин №№ 49, 50, 47, 48, 46, 43, 42, 38, 36 и турней-фаменских отложений II-II по линии скважин №№  49, 50, 47, 46, 42, 38, 36
     Общая характеристика залежей приведена в таблице 1. 
 

             

     Таблица 1
     Характеристика  залежей.
 
Пласт
Абсолютная  отметка залегания   
Абсолютная отметка
 
Размеры залежи по ВНК
Площадь водонефтяной зоны, % от  
Тип залежи
       пласта  в своде, м ВНК, м Длина, км Ширина, км Высота, м общей       
См -726,9      -736 1,5 1,2 9,1 100 Пластовая, сводовая, водонефтяная
Бш1 -1239,6 -1279 4,7 3,3 39,4 16,6 Пластовая, сводовая
Бш2 -1251,5 -1282 4,3 3,0 30,5 81,4 Пластовая, сводовая
Бш3 -1273,6 -1285 0,6 1,25 11,4 100 Пластовая, сводовая, водонефтяная
Ок -1432,5 -1475 3,5 2,6 42,5 83,5 Пластовая, сводовая
Фм -1578,4 -1699 5,4 5,0 120,6 100 Массивная

     Пласт См
     
     В кровле сакмарского яруса выделяется сакмарский пласт, сложенный известняками детритово-мшанковыми, детритово-сгустковыми. Залежь является пластовой, сводовой, водонефтяной, размерами 1,2х1,5 км. Общая толщина пласта изменяется от 13 до 30 м, в его составе выделяются 2-11 проницаемых прослоев толщиной 0,6-6,8 м. Расчлененность пласта высокая и в среднем составляет 5,5. Границы нефтеносности приняты условно на отметке -736 м, по данным испытания скважины № 48, из которой получена чистая нефть при соответствующей отметке нижних дыр перфорации. Эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважина № 47 в сводовой части,  составляет 6,8 м, в скважине № 46 ее значение равно 3,2 м.  

     Башкирский  ярус
     Отложения башкирского яруса на Озерном  месторождении представлены типичными для морских фаций породами и сложены плотными и проницаемыми известняками, реже доломитами. В проницаемой части башкирского яруса на основании сводно-стратиграфического разреза и схемы корреляции  выделяются три продуктивных пласта Бш1, Бш2 и Бш3  

     Пласт Бш1
     Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 9,5 м. В его составе выделяются 1-4 проницаемых пропластка толщиной 0,4-2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная  толщина в пробуренных скважинах  колеблется в пределах 1,6-4,8 м. Наибольшие ее значения отмечены в западной части залежи (скважин №№ 47 и 44), среднее значение составляет 2,8 м. Залежь имеет пластовый, сводовый характер. Водонефтяной контакт установлен по данным опробования скважин и ГИС на отметке –1279 м. 

     Пласт Бш2
     Между пластами Бш1и Бш2 находится непроницаемый карбонатно-глинистый раздел толщиной 1,5-3,5 м. Общая толщина пласта изменяется в пределах 16,4-33,6 м. По ГИС в пласте выделяется 6-11 проницаемых прослоев толщиной 0,4-4,0 м. Пласт характеризуется коэффициентом расчлененности 8,2 и коэффициентом песчанистости 0,34. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется от 0,6 (скважине № 42 – восточная часть структуры) до 10,7 м (скважина № 47 – западная часть). В среднем в пределах площади нефтеносности ее значение равно 4,4 м. Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт установлен на отметке –1282 м.
           
     Пласт Бш3
     Отделяется  от вышележащего пласта плотными карбонатными породами толщиной 1,5-5 м. По данным ГИС  в пласте выделяется 3-12 проницаемых  пропластков толщиной 0,4-5,6 м. Содержит небольшую пластовую, сводовую залежь в районе скважины № 47. Выделено 4 нефтенасыщенных пропластка суммарной толщиной 4,4 м, среднее значение по пласту 1,9 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 6,1, песчанистости – 0,35. Водонефтяной контакт (отметка –1285 м) принят на основании испытания скважины № 47 в колонне.  

     Пласт Фм
     Рифовый массив фаменского яруса сложен известняками и доломитами. Коллекторы фаменского пласта имеет сложное строение. Наряду с основным поровым типом присутствует порово-каверновый, возможно порово-трещинный тип коллектора. Общая толщина отложений фаменского возраста изменяется в пределах 126-163 м. Толщина эффективной нефтенасыщенной части варьирует от 0,6 (скважине № 35) до 28,2 м (скважине № 40), составляя в среднем 11,7 м. В целом пласт характеризуется высокой неоднородностью с низким коэффициентом отношения эффективной нефтенасыщенной толщины к общей 0,155 и высоким коэффициентом расчлененности – 15. Пласт Фм содержит массивную залежь. ВНК принят на отметке –1699 м, что подтверждается результатами опробования скважин и ГИС.
     Характеристики  толщин продуктивных пластов и неоднородности приведены в таблицах 1.1 и 1.2 
 
 
 
 
 

             
 
 

     Таблица 1.1
     Характеристика  толщин продуктивных пластов
Толщина Наименование      По  пласту в целом
              См Бш1 Бш2 Бш3 Ок Фм
Общая Средняя, м 23,0 7,6 28,2 9,1 28,0 153,0
       Коэн. вариации, д.ед. 0,56 0,64 0,72 0,68 0,70 0,54
            Интервал  изменения, м 13-30 4,4-9,5 16,4-33,6 5,8-14,2 24,9-34,0 126-163
Газона- Средняя, м                                          
насыщенная      Коэн. вариации, д.ед.                                          
            Интервал  изменения, м                                          
Эффективная Средняя, м 2,3 2,8 4,4 1,9 7,6 11,7
нефтенасы-      Коэн. вариации, д.ед. 0,68 0,74 0,65 0,58 0,54 0,66
щенная      Интервал  изменения, м 3,2-6,8 1,6-4,8 0,6-10,7 0-4,4 2,8-10,2 0,6-28,2

 
 
 
 
 
 
           
     Таблица 1.2
     Статистические  показатели характеристик неоднородности пластов
       Кол-во скв.,      Коэффициент песчанистости, д.ед.      Коэффициент расчлененности, д.ед.
Пласт использованных для определения Среднее значение Коэффициент вариации Среднее значение Коэффициент вариации
См      3      0,33        5,5  
Бш1      11      0,38             2,6       
Бш2      11      0,34             8,2       
Бш3      2      0,35             6,1       
Ок      9      0,287             8,33       
Фм      14      0,155             15       

 
 

      1.5. Физико-химические  свойства флюидов  и коллекторов
     Физико-химические свойства нефти на месторождении  изучены по 33 поверхностным пробам, 30 из которых кондиционны. Наиболее полно поверхностными пробами охарактеризован  пласт Фм - отбрана 21 проба из 10 скважин. По остальным продуктивным пластам  они распределены следующим образом: См - 1, Бш - 6, Ок - 2 пробы.
     Глубинных проб отобрано 65, кондиционны из них 42. Распределение количества отобранных глубинных проб по пластам приведено  ниже:
      пласт Фм - 33 пробы из 6 скважин,
      пласт См - 3 пробы,
      пласт Бш3 - 2 пробы (скв.47).
     Залежи  пластов  Бш2 и Бш1 глубинными пробами не охарактеризованы. На основании идентичности параметров поверхностных нефтей пластов Бш1, Бш2 и Бш3, характеристики пластовой нефти приняты по группе этих пластов в целом.
     Физико-химические свойства нефти и попутного газа - плотность, пересчетный коэффициент, газовый фактор определены по данным дифференциального разгазирования.
     Количественная  характеристика изученности поверхностными и глубинными пробами месторождения  с распределением их по продуктивным пластам представлена в таблице 1.3 
 
 
 
 
 
 
 


                                                                                 Таблица 1.3
     Количество  исследованных проб
Пласт      Количество  исследованных скважин      Количество  проб
по  глубинным пробам по поверхностным пробам      попутный  газ      глубинных      поверхностных      попутный        газ
См      1      1      1 7(3)      1(1)      1(1)
Бш      1      7      1 6(2)      9(6)      1(1)
Ок            1      1      1 5(4)      2(2)      1(1)
Фм            6      10      6 47(33) 21(21)      7(7)

 
 
     Результаты  исследования глубинных проб пластовых  нефтей методом дифференциального  разгазирования приведены в таблицах 3 и 4. Анализ попутного газа глубинных  проб дифференциального разгазирования представлен в таблице 1.6.4  

     Физико-химическая характеристика нефтей по пластам
     Пласт См. Разгазированная нефть средней плотности, равной 0,865 г/см?, маловязкая, смолистая, парафинистая.
     Дегазированная  нефть относится к классу сернистых - содержание серы 0,85%, смолистых - смол 14,75%. Содержание парафина 2,06%, асфальтенов - 2,65% масс. Кинематическая вязкость нефти равна 6,45 мм?/с. Температура плавления парафина равна 52,8? С (таблица 1.4).
     
     Пластовая нефть легкая, маловязкая, пластовое давление равно 9,4 МПа, давление насыщения нефти газом - 6,65 Мпа. По данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,818 г/см?, в стандартных - 0,862 г/см? вязкость - 2,37 мПа*С. Начальное газосодержание составило 52,5 м?/т.
     Растворенный  в нефти газ соответствует  этаново-пропановой фракции с высокой  жирностью. Газ малометановый, малоазотный - (6,78%). Отличается высоким содержанием  сероводорода (6,47). Состав растворенного  газа приведен в таблице 1.4 

     Таблица 1.4
     Физико-химические свойства пластовой нефти
     
     Наименование      Пласты
     См      Бш1+2+3      Ок      Фм
     Давление  насыщения, МПа      6,65      13,58      12,71      10,28
     Пластовое давление, МПа      9,4      15,5      17,0      18,2
Газосодержание, м?/т      52,5      53,8      83,3      136,7
Пластовая температура, ?С      21      23      23      29,8
Плотность нефти, т/м?                            
     - в пластовых условиях      0,818      0,804      0,780      0,727
     - в стандартных условиях      0,862      0,844      0,843      0,831
     Вязкость  динамическая, мПа*с      2,37      2,41      2,08      1,02

           
     Таблица 1.5
     Физико-химические свойства поверхностной нефти
     Наименование      Пласты
     См      Бш  1+2+3      Ок      Фм
Плотность нефти, т/м?      0,865      0,839      0,846      0,836
     Вязкость  кинематическая, мм?/с      6,45      8,06      6,8      6,55
Содержание  масс., %                            
     - асфальтенов      2,65      2,17      1,05      0,50
     - смол силикагелевых      14,75      12,58      11,19      10,03
     - парафина      2,06      2,71      2,84      3,94
     - серы      0,85      0,89      1,21      0,62
     Температура плавления парафина, ?С      52,8      54,7      53,1      54,9

 
 

      Таблица 1.6
     Состав  газа, растворенного в нефти
     Наименование            Пласты
     См      Бш  1+2+3      Ок      Фм
     Плотность, г/л      0,948      1,008      0,944      0,915
     Теплота сгорания                            
     Содержание, % мол                            
     - метан      48,61      31,56      43,52      54,15
     - этан      18,75      20,14      23,04      23,47
     - пропан      12,36      13,88      11,63      12,23
     - бутан      3,04      2,75      2,37      2,71
     - изобутан      1,65      1,83      1,26      1,20
     - пентан      0,48      0,49      0,42      0,59
     - изопентан      0,57      0,67      0,56      0,64
     - гексан+высшее      0,28      0,28      0,24      0,36
     - гелий      0,026      0,063      0,024      0,030
     - азот      6,78      27,93      14,81      2,906
     - углекислота      1,01      0,05      1,52      1,743
     - сероводород      6,47      0,42      0,63      -

 
     Товарная  характеристика нефти Озерного месторождения  обусловлена ее серосодержанием  и количеством бензиновых и светлых фракций. Минимальное количество серы содержится в нефти фаменской залежи (0,24 - 1,06%), максимальное - в нефти окского пласта (1,21%).
     Концентрация  бензиновых компонентов максимальна  в нефти сакмарского пласта (35%), несколько их меньше башкирской и фаменской нефти (32 - 33%), минимальна - в нефти пласта Ок (29%).
     Концентрация  бензиновых компонентов выкипающих в пределах 180 - 300 ?С, в нефтях всех продуктов одинаково.
     
     Нефтяной  газ имеет высокую калорийность и может быть использовано в качестве топлива, однако он обогащен этан - бутановыми компонентами, и основная его ценность заключается в использовании в качестве сырья для нефтехимического производства.
     Пласты  Бш1, Бш2, Бш3. Нефть башкирских пластов лучшего качества чем в сакмарском. Плотность дегазированной и пластовой нефти меньше, нефть менее смолистая, содержит больше легких компонентов. Плотность разгазирования нефти составила в среднем 0,839 т/м?. Башкирская нефть, в отличие от сакмарской, характеризуется вдвое большей величиной давления насыщения, равной 13,58 МПа. Это обусловлено составом растворенного в ней газа, а именно высоким содержанием азота, который плохо растворяется в нефти и при небольшом снижении пластового давления, равного 15,5 МПа, начинает из нее выделяться.
     Дегазированная нефть легкая, маловязкая, содержит смол до 17,2% при среднем значении 12,58% масс, парафинов 1,96-3,39% при среднем значении 2,71%. Дегазированная нефть сернистая, содержание серы составляет 0,89%, кинематическая вязкость равна 6,45 мм?/с.
     Пластовая нефть легкая, маловязкая, по данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,804 т/м?, в стандартных - 0,844 т/м?, вязкость - 2,41 мПа*С. Начальное газосодержание составило 53,8 м?/т.
     Растворенный  в нефти газ среднеазотный - азота 28%, малометановый (31,56%), а по содержанию его гомологов (40%), классифицируется как высокожирный. Сероводород в газе дифференциального разгазирования не обнаружен, однако при проведении специального отбора проб на сероводороде и анализе еготитрометрическим способом, обнаружено 0,425 сероводорода. (Таблица 1.4)
     
     Пласт Ок. Разгазированная нефть окского пласта имеет единую классификацию с нефтью вышележащего горизонта - смолистая (11,19%), парафинистая (2,84%), сернистая (1,21%). Плотность дегазированной нефти равна 0,846 т/м?, кинематическая вязкость составила 6,8 мм?/с.
     Пластовая нефть легкая, маловязкая, начальное  газосодержание составило 83,3 м?/т. по результатам  исследования глубинных проб нефти  давление насыщения - 12,7 МПа, пластовое давление равно 17 МПа. По данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,78 т/м?, в стандартных - 0,843 т/м? вязкость - 2,08 мПа*С.
     Растворенный  в нефти газ дифференциального  разгазирования содержит более 40% метана, азота в нем 15%, примерно 35% этан-пропановых компонентов, содержание сероводорода - 0,63%.
     Пласт Фм. Глубинные пробы нефти отбирались не только в разных скважинах, но и в пределах одной скважины на разных глубинах, что позволило провести оценку свойств нефти как по площади, так и по разрезу.
     Поинтервальный  отбор пластовых флюидов, проведенный  в скважине 39 (южная часть залежи), показал, что нефть из нижней части  пласта, расположенного на границе  ВНК, лучшего качества по сравнению  с нефтью из верхней и средней частями пласта.
     В скважине 40 (северная часть залежи) нефть из нижней части пласта худшего  качества по сравнению с нефтью из верхней и средней частями  пласта.
     В скважинах 46, 47 (западная и сводовая часть пласта) нефть отобрана из одного интервала и близка по своим свойствам; в скважине 44 шесть качественных проб, характеризующих свойства нефти всего разреза; в скважине 42 одна проба позволила получить дополнительную информацию о нижней части пласта.
     По  данным дифференциального разгазирования нефть легкая, маловязкая, смолистая, парафинистая и сернистая. Плотность дегазирован-ной нефти равна 0,836 т/м?, кинематическая вязкость составила 6,55 мм?/с. Содержание серы составляет 0,62%, содержит 10,03% масс, парафина 3,94%.
     
     Растворенный  в нефти газ дифференциального разгазирования имеет различие по составу в разных скважинах и разных частях разреза. Газ относится к категории низкоазотных (2,906%), содержит 54,15% метана, высокожирных, характеризуется отсутствием серы.  
 

 

     
1.6 Типовая конструкция  скважин
     Скважина - это горная выработка, характеризующаяся относительно малым диаметром и большой глубиной.
     Конструкцию скважин выбирают исходя из требований успешного доведения скважин  до проектных глубин; качественного  вскрытия продуктивных горизонтов, обеспечивающего сохранность естественной проницаемости пласта или улучшающего ее; эксплуатации скважин эффективными методами в период разработки месторождения.
     На  конструкцию скважин оказывают  влияние цель и способ бурения; число  продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия пласта и геологические условия бурения: глубина залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления и давления гидроразрыва пород; физико-механические свойства разбуриваемых пород с точки зрения возникновения обвалов, осыпей, сужения, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.
     При проектировании конструкции скважин  число и глубину спуска обсадных колонн выбирают в соответствии с  требованиями недопустимости несовместимых условий бурения отдельных интервалов ствола, когда параметры технологического процесса бурения нижележащих интервалов вызывают осложнения в верхней необсаженной части скважины.
     Число обсадных колонн должно соответствовать  количеству зон совместимых условий бурения. Глубина спуска обсадных колонн должна быть на 10-20 м ниже зон совместимых условий бурения.
     Плотность бурового раствора для бурения в  данной зоне крепления должна находиться в пределах зоны совместимых условий.
     Высоту  подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве устанавливают исходя из геологических особенностей месторождения.
     
    В соответствии с требованиями к эксплуатации скважин, условиями геологического строения Лозолюкско-Зуринского месторождения, глубины скважины и способа вскрытия продуктивного пласта рекомендуется следующий вариант конструкции скважин (табл. 1.7).
    Элементы  типовой конструкции скважины представлены на рис. 1.7.
     Таблица 1.7
     Типовая конструкция скважин
тип коллектора назначение  скважины наимен. колонны диаметр долота обсадная  колонна высота подъема цемента
 
      
 
      
 
      
 
      
диаметр глубина спуска  
      
карбонатный добывающ. нагнетат. направление 394 мм 324мм 0-35м 0-35м
 
      
 
      
кондуктор 295 мм 245 мм 0-650м 0 - 650 м
 
      
 
      
эксплуатационная 216 мм 146 мм 0 - проектн. глубина 0 - проектн. глубина

 
 

     
       

 

     II. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     
2.1. Современное состояние  разработки
     Добыча  нефти по Озерному месторождению ведется с 1992 г, когда в пробную эксплуатацию была введена скважина 40, эксплуатирующая пласт в фаменском ярусе и затем в 1999 г. cкв. 41, которая вела эксплуатацию из пластов башкирского яруса.
     В настоящее время разработка Озерного месторождения существляется на основании последнего проектного документа  «Технологическая схема опытно- промышленной эксплуатации Озерного месторождения», составленная в 2000 г.[6].
     ЦКР министерства энергетики, согласно Протокола (от 2.11.2000 №2647), приняло Технологическую  схему разработки со следующими принципиальными  положениями и технологическими показателями:
           Добыча нефти                           2000 г.- 32.7 тыс. т
                   2001 г.- 150 тыс. т
                   2002 г.- 230 тыс. т
                   2003 г.- 350 тыс. т
                   2004 г.- 427 тыс. т
                   2005 г.- 499 тыс. т
                   2006 г.- 543 тыс. т
                   2007 г.- 523 тыс. т
                   2008 г.- 430 тыс. т
                   2009 г.~ 428 тыс. т
     Выделение следующих основных эксплуатационных объектов:
      объект Фм –залежь фаменского яруса;
      объект Бш – пласты Бш1+Бш2 +Бш3 башкирского яруса;
возвратные  объекты:
      объект См –залежи сакмарского яруса, возврат с объекта Бш;
      объект Ок – разработка скважинами объекта Фм
Применения  следующих систем разработки:

      объект  Бш – по первому варианту при блоковой трехрядной системе
     заводнения  плотностью 27 га/скв.
         Максимальные  уровни:
      добыча нефти           131,9 тыс.т.
      добыча жидкости     283,8 тыс.т.
      закачка воды             415  тыс.м3
         Темп  отбора от начальных извлекаемых запасов – 5,5% 

         Основной  фонд скважин – 40скв.
               в том числе:
    и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.