Файл: Выпускной.pdf

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт нефти и газа
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
________ Н.Д. Булчаев подпись инициалы, фамилия
« _____» ________
2017
г.
БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА
21.03.01.02 «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»
ОПТИМИЗАЦИЯ ФОНТАНИРУЮЩЕГО ФОНДА СКВАЖИН ПРИ
РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК НА ПРИМЕРЕ ЮРУБЧЕНО-
ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Руководитель
________________ доцент, к.т.н Н.Д.Булчаев подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия
Выпускник ________ В.С.Кузьмова подпись, дата инициалы, фамилия
Консультанты:
Безопасность и экологичность
___________ Е.В.Мусияченко наименование раздела подпись, дата инициалы, фамилия
Нормоконтролер __________ C.В. Коржова подпись, дата инициалы, фамилия
Красноярск 2017

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт нефти и газа
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
______ Булчаев Н.Д. подпись инициалы, фамилия
« _____» ________
2017
г.
ЗАДАНИЕ
НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ
в форме бакалаврской работ

Студентке Кузьмовой Василине Сергеевне
Группа ЗНБ12-04. Направление (специальность) 21.03.01.02
«Нефтегазовое дело. Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти».
Тема
выпускной
квалификационной
работы:
«Оптимизация фонтанирующего фонда скважин при разработке нефтяных оторочек на примере Юрубчено-Тохомского месторождения»
Утверждена приказом по университету № _______ от _________________
Руководитель ВКР Н.Д. Булчаев, доцент, к.т.н
Исходные данные для ВКР: Пакет технической, технологической и нормативной информации по Юрубчено-Тохомскому месторождению, тексты и графические материалы отчетов и исследовательских работ, научная литература, отчеты о научно-исследовательской работе.
Перечень разделов ВКР:
1. Геология месторождения;
2. Характеристика текущего состояния разработки;
3. Оптимизация фонтанирующего фонда скважин;
4. Безопасность и экологичность.
Руководитель ВКР _________________ Булчаев Н.Д. подпись инициалы и фамилия
Задание принял к исполнению Кузьмова В.С. подпись, инициалы и фамилия студента
« ___ » __________ 2017 г.

2
РЕФЕРАТ
Выпускная квалификационная работа по теме
«Оптимизация фонтанирующего фонда скважин при разработке нефтяных оторочек на примере Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения» содержит 68 страниц текстового документа, 16 рисунков, 15 таблиц, 25 использованных источников.
ФОНТАННАЯ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ,
РАСЧЕТ
ПОДЪЕМНИКА,
ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ
СКВАЖИНЫ,
ПРОРЫВ
ГАЗА,
ЗАПОРНО-
РЕГУЛИРУЕМЫЙ КЛАПАН, ЗАБОЙНЫЙ МАНОМЕТР.
Объектом исследования являются новые технологии для оптимизации фонтанной эксплуатации скважин с риском прорыва газа на примере
Юрубчено-Тохомского месторождения.
Целью работы является модернизация технологии фонтанной эксплуатации скважин для контроля процесса разработки.
В дипломной работе предлагается использование технологии автоматических запорно-регулируемых клапанов для контроля работы добывающих скважин, эксплуатирующихся фонтанным способом.
Для выполнения выпускной квалификационной работы использовался текстовый редактор Microsoft Word, таблицы и графики выполнялись в
Microsoft Exсel. Презентация подготовлена с помощью Microsoft Power Point.

3
СОДЕРЖАНИЕ
Введение ................................................................................................................... 4 1 Геология месторождения ................................................................................... 5 1.1 Общие сведения о месторождении .................................................................. 5 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения..................................... 6 1.3 Основной объект разработки Юрубченской залежи ....................................... 9 1.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения .................................. 12 1.5 Свойства и состав пластовых флюидов ......................................................... 13 2 Характеристика текущего состояния разработки .......................................... 18 2.1 Текущее состояние разработки месторождения ЮТМ ................................. 18 2.2 Рекомендуемая технология воздействия на пласт ........................................ 22 3 Оптимизация фонтанирующего фонда скважин. ........................................... 27 3.1 Технологический режим скважин Юрубчено-Тохомского месторождения 27 3.2 Обоснование выбора внутрискважинного оборудования. ........................... 33 3.3 Использование автоматических запорно-регулируемых клапанов для контроля работы фонтанных скважин .................................................................. 40 4 Безопасность и экологичность............................................................................ 51 4.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ ............................................................................................ 51 4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ ........................................................................................................................ 54 4.3 Санитарно-гигиенические требования к помещениям и размещению используемого оборудования ................................................................................ 55 4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса .............................. 57 4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности ........................... 59 4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях ......... 61 4.7 Экологичность проекта ................................................................................... 62
Заключение ............................................................................................................. 64
Список сокращений ....................................... Ошибка! Закладка не определена.
Список использлванных источников .................................................................... 66

4
ВВЕДЕНИЕ
Залежи нефти и газа Юрубчено-Тохомском месторождении приурочены к отложениям рифея и венда. Пласт представлен карбонатным коллектором кавернозно-трещинного типа.
Технологическая схема разработки
Юрубчено-Тохомского месторождения предусматривает фонтанную эксплуатацию добывающих горизонтальных скважин.
Основной проблемой при разработке
Юрубчено-Тохомского месторождения является прорывы газа.
Дипломная работа посвящена модернизации технологии фонтанной добычи с помощью забойных манометров и автоматических запорно- регулируемых клапанов.
Предложенная технология позволит значительно повысить эффективность эксплуатации фонтанных скважин Юрубчено-Тохомского месторождения (Красноярский край).

5
1 Геология месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на юге Эвенкийского муниципального района (Восточная
Сибирь), в междуречье Ангары и Подкаменной Тунгуски и входит в Лено-
Тунгусскую нефтегазоносную провинцию. Оно состоит из трех лицензионных участков: Юрубченского, Куюмбинского, Терско-Камовского и является частью Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (ЮТЗ), включающей в себя также поисковые площади, на которых месторождения еще не выявлены
[1, 2].
Нефтегазоконденсатное Юрубчено-Тохомское месторождение – одно из крупнейших в Восточной Сибири. Месторождение открыто в 1982 г., в широкомасштабную промышленную разработку пока не введено. Извлекаемые запасы категории АВС1 + С2 в пределах юрубченской залежи составляют около 174 млн. т. Коллектор представлен древнейшими рифейскими карбонатными отложениями , возраст пород около 1 млрд. лет. Массивная газовая шапка по толщине сопоставима с нефтяной зоной (средние толщины составляют соответственно 44 и 41 м) и играет значительную роль в пластовой энергии.
По своим характеристикам месторождение уникально и не имеет аналогов в России и мире. Пористость пород-коллекторов по различным оценкам составляет от 0,5 до 2 % и не выходит за рамки диапазона погрешности методов геофизических исследований скважин (ГИС). При этом в породах рифейского природного резервуара широко развиты трещиноватость и кавернозность. Как и для всех карбонатных коллекторов, для рифейского резервуара характерна сильная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по разрезу и латерали, что, возможно, является причиной резких различий продуктивности близко расположенных скважин. Совокупность

6 перечисленных геологических и технологических факторов определяет высокую сложность освоения этого месторождения.
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения
К основным геологическим особенностям месторождения, влияющим на технологические решения по разработке и возможность их оптимизации, относятся:
- низкая пустотность коллектора и плотность запасов, что не позволяет применять плотную сетку скважин из-за малой накопленной добычи на скважину;
- хорошая гидродинамическая связь по продуктивной площади месторождения, обусловленная развитой трещиноватостью, что обеспечивает большую зону дренирования скважин и дает возможность размещать скважины на расстоянии связности, подтвержденной гидропрослушиваниями (около 1 км), без рисков потери извлекаемых запасов;
- обширная газовая шапка;
- наличие водоносного горизонта на всей площади месторождения;
- вертикальная трещиноватость, что определяет резкое загазовывание/обводнение при увеличении депрессии;
- сложный геологический разрез с солевыми пластами и твердыми вулканическими породами, трещиноватый продуктивный пласт с сильными поглощениями раствора при бурении, что обусловливает определенные требования к технологиям бурения и заканчивания скважин.
В начале 2000-ных годов, впервые на месторождении пробурена вертикальная скважина с применением современных технологий отбора керна, что обеспечило его практически 100%-ный вынос. Хотя притока в скважину получить не удалось, впервые были выявлены новые принципиальные особенности рифейского резервуара. В процессе первичного описания и последующего детального изучения керна зафиксированы субвертикальные трещины. Они соединяют редкие для этой скважины кавернозные зоны,

7 циклически повторяющиеся в разрезе и имеющие субгоризонтальное направление. Такие кавернозные зоны представляют собой узкие, горизонтально вытянутые своеобразные щелевидные пустоты. Во вскрытом данной скважиной рифейском разрезе выделены три уровня развития подобных интервалов. Несмотря на то, что число субгоризонтальных кавернозных зон в разрезе оказалось невелико, их обнаружение позволило во многом пересмотреть представления о строении рифейского природного резервуара.
При анализе продуктивности скважин в пределах месторождения, можно предположить, что наиболее высокоемкая часть резервуара распространена в западной части месторождения (рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 - Структурная карта поверхности фундамента с ранжированием скважин по продуктивности и частоте встречаемости строматолитовых построек.
По данным анализа кернового материала основную емкость резервуара формируют кавернозные интервалы, а путями фильтрации являются трещины.
Плотность вертикальных трещин, зафиксированная в керне, по всему месторождению примерно одинакова и составляет 2,3 м
-1

8
В общем виде рифейский резервуар представлен непроницаемой матрицей с неэффективной пористостью (в среднем 0,8 %), системой преимущественно вертикальных трещин и субгоризонтальными кавернозными интервалами толщиной до 10-20 см (рисунок 1.2). По различным оценкам, по данным ГИС и анализа керна средняя эффективная пористость (трещины и кавернозные интервалы) Юрубченской залежи составляет 1,5 %, причем в западной части залежи она достигает 4,5 %, в среднем 1,7 %, в восточной части
– в среднем около 1 %.
Продуктивность скважин контролируется не столько наличием трещиноватости, сколько сочетанием зон развития кавернозных интервалов
(щелевидные пустоты) с интенсивной вертикальной трещиноватостью, что характерно для западных районов Юрубчено-Тохомского месторождения [3, 4].
Рисунок 1.2 - Модель рифейского природного резервуара
Юрубчено-Тохомского месторождения.

9
1.3 Основной объект разработки Юрубченской залежи
Основным объектом разработки Юрубченской залежи является пласт
Р1-2 (рифей) (рисунок 1.3 и рисунок 1.4), размерами 50×39 км, высотой 136 м.
Рисунок 1.3 - Выделение продуктивных горизонтов в разрезе рифея

10
Рисунок 1.4 - Пласт Р1-2
Юрубченская нефтегазоконденсатная залежь ограничена с севера и востока разломами. Залежь антиклинально-стратиграфическая под несогласием, дизъюнктивно экранированная, пластовая. Площадь залежи составляет 1138,84 км
2
, ее длина составляет 51 км, ширина 39км, высота 136 м. Газонасыщенная толщина в скважинах изменяется от 7,3 м до 81,7 м и в среднем по залежи составляет 48,8м. Нефтенасыщенная толщина залежи в скважинах изменяется от 11,2 м до 49 м и в среднем составляет 43,4 м. Положения ВНК и ГНК приняты на абсолютных отметках –2072 и –2023 м соответственно.
Пласт представлен окремненными, перекристаллизованными, трещиноватыми доломитами. Наблюдается кавернозность.
Среди доломитов встречаются прослои алевролитов и песчаников.
Кремнистый материал неравномерно рассеянный по породе, присутствует в виде линз. Залежь характеризуется наличием газовой шапки (80% площади) и

11 отдельных субвертикальных макротрещин преимущественно юго- западного и северо-восточного простирания, обеспечивающих приток нефти.
В пределах залежи выделено две зоны: водонефтяная, занимающая
29% от общей площади; водонефтегазовая – 71%.
Коллекторские свойства пласта изучались по результатам лабораторных исследований керна, данным ГИС и гидродинамических исследований скважин.
Статистические показатели характеристик неоднородности залежей по скважинам рифея представлены в таблице 1.
Таблица 1.1 – Характеристика неоднородности залежей по скважинам рифея
Пласт
К
оли че ст во ск ва ж
ин
Коэф-т песчанистости, доли ед.
Расчлененность, ед.
Коэфф.
Макро- неоднор одности
Др. коэф- ты
Ср. значе- ние
Интервал
Измене- ния
Среднее значение
Интервал
Измене-ния
Юр. залежь
53 0,985 0,921-1 4,1 1-19 0,05
-