Файл: Курсовой проект по дисциплине скважинная добыча нефти на тему обоснование выбора рационального способа подъема жидкости при эксплуатации скважин на.docx

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт геологии и нефтегазодобычи Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ» НА ТЕМУ: ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РАЦИОНАЛЬНОГО СПОСОБА ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ЮРУБЧЕНО - ТОХОМСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

РУКОВОДИТЕЛЬ: профессор,д.т.н. ______________ Фоминых О.В. РАЗРАБОТЧИК:

Тюмень, 2023
Содержание

---

ВВЕДЕНИЕ

Применение тех или иных методов добычи на различных месторождениях нефти и газа зависит от немалого количества факторов, в числе которых, следующие: условия залегания недр (пластовые давления и температура, наличие газовой шапки в пласте, пористость и проницаемость пород и т.д.), характеристикой добываемой продукции (плотность нефти и ее вязкость, компонентный состав и т.д.), динамикой разработки месторождения (среднесуточные дебиты, обводненность добываемой продукции и др.). Однако основным условием эксплуатации устьевого оборудования является возможность вести добычи на естественной энергии пласта или применять глубинно-насосное оборудование, в числе которого входят электрические центробежные насосы. Так, при запуске в разработку нового месторождения для его рационального извлечения недр сначала используют фонтанное добывающее оборудование и далее по мере снижения дебитов добывающих скважин поэтапно переводят их на механизированную добычу. в таких условиях правильный и своевременный подбор УЭЦН к скважине является важной частью ведения разработки любого нефтегазового месторождения.

Цель данной работы: произвести анализ и обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования.

Объектом исследования в работе является добывающие скважины на месторождении Юрубчено-Тохомском, а именно скважинное, устьевое, а также внутрискважинное добывающее оборудование.

Предметом исследования в работе являются установки электрических центробежных насосов. В работе планируется произвести технико-экономический анализ перевода добывающих скважин с фонтанного режима эксплуатации на УЭЦН, с целью поддержания среднесуточных дебитов скважин по нефти согласно проектным показателям.

1.   1   2   3   4   5   6   7   8

---

КРАТКИЕ СВЕДЕНЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

1.1 Общая информация о месторождении

Нефтегазоконденсатное Юрубчено-Тохомское месторождение в административном отношении расположено в Красноярском крае. Схема расположения месторождения показано на Рисунок 1 .1



Рисунок 1.1 - Схема расположения месторождения

Нефтегазоконденсатное Юрубчено-Тохомское месторождение - одно из крупнейших в Восточной Сибири. Площадь лицензионного участка около 5 569 км². Извлекаемые запасы категорий В1+B2: нефть – 174 млн тонн; газ – 196 млрд м³ [3].

1.2 Нефтегазоносность, характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов

Нефтегазоконденсатная Юрубченская залежь расположена в пределах участка, ограничена с севера и востока разломами.

Промышленно нефтегазоносными отложениями Юрубченской залежи являются терригенные отложения вендского возраста и доломитов рифея.

Основным объектом разработки Юрубченской залежи массивного типа является пласт Р1-2 (рифей), размерами 50×39 км, высотой 136 м.

В Таблица 1 .1 представлена геолого-физическая характеристика основного объекта разработки месторождения (пласт P1-2).

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика пласта P1-2

Параметры	Пласт P1-2
Глубина залегания, м	а.о. 2068
Тип залежи	Массивная
Тип коллектора	Кавернозно-трещинный
Площадь нефтеносности, C1/C2 тыс.м2	588140/550900
Средняя общая толщина, м	-
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	41.9
Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м	40.3
Средняя водонасыщенная толщина, м	-
Пустотность, доли ед.	0.018
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0.9
Средняя газонасыщенность, доли ед.	0.9
Проницаемость, мкм2 *10-3	49
Коэффициент песчанистости , д.ед.	-
Коэффициент расчлененности. д. ед.	-
Начальная пластовая температура (на ГНК), 0C	27
Начальная пластовое давление (ГНК), МПа	21.19

---

В пределах залежи выделено две зоны: водонефтяная, занимающая 29% от общей площади; водонефтегазовая – 71% [3].

Плотность нефти в пластовых условиях варьировалась между 648,6 – 745,4 кг/м³; в среднем, согласно опыту по дифференциальному разгазированию - 699 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях составила 0,48-2,56 мПа*с, газосодержание варьировалось между значениями 80,3-232,8 м³/т, объемный коэффициент составил 1,141-1,5073, согласно опыту по дифференциальному разгазированию в среднем – 1,36 (при принятом по результатам моделирования – 1,38).

По значению вязкости нефть Юрубченской залежи относится к маловязким нефтям (в среднем 8,36 мПа*с).

Плотность конденсат в нормальных условиях в среднем по Юрубченской залежи составила 0,734 г/см³. Средняя вязкость имеет значение 1,34мПа*с. Среднее значение содержания серы составило 0,09%, содержание парафина – 0,85%, содержание силикагелевых смол – 1,81%, асфальтенов – 0,08%.

1.3 Сведения о запасах углеводородов

Нефтегазоконденсатное Юрубчено-Тохомском месторождение - одно из крупнейших в Восточной Сибири.

Площадь лицензионного участка около 5 569 км². Извлекаемые запасы категорий В1+B2: нефть – 174 млн тонн; газ – 196 млрд м³; Накопленная добыча с начала промышленной (2009 г.) эксплуатации месторождения: 1 177 тыс. тонн нефти.

Месторождение Юрубчено-Тохомское было открыто в 1982 г., до 2008 г. включительно осуществлялось только разведывательное бурение и частично вводились скважины в качестве опытно промышленной эксплуатации.

Официальным стартом промышленной разработки месторождения можно считать начало 2009 г., когда началось активное разбуривание основного объекта разработки (P1-2) с ежегодным вводом добывающий скважин (до 5-6 ед. в год) и началом формирования системы ППД.

Месторождение Юрубчено-Тохомское находит на 1 стадии разработки и характеризуется стабильно высокими дебитами по нефти, малой обводненность и нарастающими годовыми отборами флюидов. Значение среднего дебита скважин равен 68 т/сут по нефти, по жидкости – 76 т/сут, обводненность 15%.

За 2016 г. было добыто 545 тыс. т. нефти, 638 тыс. т жидкости и около 1 млрд. м3 газа. Всего в период с 2009 г. по 2018 г. было добыто 1722 тыс. т. нефти, 1948 тыс. т. жидкости, а также 5,8 млрд. м3 газа [1].

Динамика годовых отборов период с 2009 по 2017г. приведена на Рисунок 1 .2



Рисунок 1.2 - Динамика годовых отборов

---

На Рисунок 1 .3 приведены данные по средним дебитам по нефти добывающий скважин.



Рисунок 1.3 - Средние дебиты по нефти добывающих скважин

Учитывая, что большинство добывающих скважин работаю в фонтанном режиме и являются горизонтальными среднесуточный дебит таких скважин относительно не велик. Такая тенденция характеризуется не достаточностью применения различным методов увеличения нефтеотдачи, к примеру применение многостадийного гидравлического разрыва пласта при вводе в эксплуатацию горизонтальной скважины, а также не всегда верным подбором оборудования скважин и режимов его эксплуатации. В связи с этим средний коэффициент эксплуатации добывающей скважины составляет 0,91(вместо проектных 0,95), а также межремонтный период работы добывающего оборудования в среднем составляет 270 суток (вместо проектных 320 суток).

Однако данный аспект не является критическим, так как в первую очередь на период до 2021 г. включительно на месторождении необходимо ввести в эксплуатацию 46 горизонтальных добывающих скважин, обустроить системы поддержания пластового давления и систему водозаборных скважин и только после начать применение различных МУН для увеличения конечной нефтеотдачи.

1. 1   2   3   4   5   6   7   8

---