Файл: Анализ эффективности применения гтм на ОреховоЕрмаковском месторождении по дисциплине Проектирование техники и технологии добычи нефти по разделу Методы интенсификации нефтеотдачи и воздействия на пласт.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.11.2023

Просмотров: 295

Скачиваний: 24

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Геологическая часть

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения

1.3 Характеристика продуктивных пластов

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

2 Текущее состояние разработки

2.1 Характеристика состояния разработки месторождения в целом

2.2 Текущее состояние разработки эксплуатационного объекта

3 Технико-технологическая часть 3.1 Причины перевода действующей скважины на механизированную добычу 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. Перевод фонтанных скважин на механизированную добычу применяется, когда пластовой энергии недостаточно для подъёма жидкости на заданную высоту. Добыча осуществляется погружными насосами. По типу применяемого глубинно-насосного оборудования различают штанговые (ШГН), электроцентробежные (УЭЦН), гидропоршневые (УГПН), электровинтовые (УЭВН), струйные (УСН) и др.Электроцентробежные насосы применяются в глубоких и наклонных скважинах, в сильно обводненных, с высокой минерализацией вод, для подъема соляно-кислотных растворов.Число скважин, оборудованных УЭЦН увеличивается за счет прекращения фонтанирования фонтанных скважин и дальнейшем, перевод их на механизированный способ добычи. Рисунок 3.1 – Схема УЭЦН1 – электродвигатель с гидрозащитой; 2 – погружной, центробежный насос; 3 – кабельная линия; 4 – колонна НКТ; 5 – крепежные пояса; 6 – оборудование устья скважины; 7 – станция управления; 8 – трансформатор 3.2 Расчет и подбор оборудования при переводе фонтанной скважины на механизированную добычу (УЭЦН) Общие положения Расчет и подбор УЭЦН к скважине осуществляется при вводе из бурения, переводе на механизированную добычу и оптимизации по принятой в НГДУ методике.Расчеты и подбор базируются на имеющейся в НГДУ информации: о фактическом коэффициенте продуктивности данной скважины; инклиномограммы обсаженного ствола скважины; газовом факторе; давлениях - пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. В процессе подбора необходимо руководствоваться положениями «Универсальной методики подбора УЭЦН - ОКБ БН», при этом в большинстве случаев глубина спуска УЭЦН должна на 300-400 м превышать развиваемый установкой напор (кроме обводненных более чем на 90 % скважин). Давление на приеме насоса в скважинах с газовым фактором более 50 м3/м3 не должно быть ниже, чем 0,7-0,8 давления насыщения. Установки производительностью менее 50 м3/сут (особенно по фонду скважин, тяжело выходящему на режим и с расчетным притоком менее 60 % от номинальной производительности насоса) должны быть спущены как можно ближе к интервалу перфорации. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос механических примесей или отложение солей в насосе допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки/обработки насоса через НКТ; при этом обязательно должны быть предварительно проверены работоспособность обратного клапана ЗУ «Спутник» и функционирование защиты от турбинного вращения на станции управления УЭЦН. [5].Результаты подбора (в которых указывается расчетный суточный дебит и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мех.примеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости; и кроме того лицо, несущее персональную ответственность за правильность подбора) согласуются руководителями технологической и геологической служб НГДУ.Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.Установки имеют два исполнения – обычное и коррозионностойкое. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87, при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87, где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».ЗадачаПодобрать расчетным путем оборудования для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определить удельный расход электроэнергии при ее работе. Условно принять: устьевое давление Ру = 0,8 МПа; давление насыщения Рнас = 9 МПа. Исходные данные

3.3 Мероприятия, направленные на увеличение МРП при механизированной добыче

4 Специальная часть

4.1 Анализ эффективности применяемых методов

4.2 Гидравлический разрыв пласта

4.3 Физико-химические методы (ОПЗ)

4.4 Оптимизация

Заключение

Библиографический список


МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Югорский государственный университет»

Институт нефти и газа

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему:

Анализ эффективности применения ГТМ на Орехово-Ермаковском месторождении.
по дисциплине: «Проектирование техники и технологии добычи нефти»

по разделу «Методы интенсификации нефтеотдачи и воздействия на пласт»

Проверил Выполнил
Старший преподаватель Студент группы 2н91б Архипов М.В.

(должность, звание) (группа, форма обучения, Ф.И.О.)

Нанишвили Ольга Александровна ________________________________________________

(роспись, Ф.И.О.) (роспись)

_____________________________ _______________________ _________

(дата, оценка) (дата сдачи)

Ханты-Мансийск

2022г.

Содержание



Введение 4

1 Геологическая часть 5

1.1Географическая характеристика района работ 5

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения 6

1.3 Характеристика продуктивных пластов 12

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов 12

2 Текущее состояние разработки 15

2.1 Характеристика состояния разработки месторождения в целом 15

2.2 Текущее состояние разработки эксплуатационного объекта 15

3 Технико-технологическая часть 22

3.1 Причины перевода действующей скважины на механизированную добычу 22

3.2 Расчет и подбор оборудования при переводе фонтанной скважины на механизированную добычу (УЭЦН) 23

3.3 Мероприятия, направленные на увеличение МРП при механизированной добыче 27

4 Специальная часть 29

4.1 Анализ эффективности применяемых методов 29

4.2 Гидравлический разрыв пласта 30

4.3 Физико-химические методы (ОПЗ) 34

4.4 Оптимизация 34

4.5 Технология многоступенчатого ГРП в горизонтальной скважине 34

Заключение 39

Библиографический список 41


Введение


Основное содержание работы базируется на проектных документах, относящихся к месторождению Орехово-Ермаковское, датированных 2003 годом.

Основной целью выполнения данной работы является анализ эффективности применения ГТМ на Орехово-Ермаковском месторождении.


Задачей курсового проекта является анализ проекта разработки, на основании таких данных из проектного документа, как:

  • Географической характеристики района работ;

  • Геологическая характеристика месторождения;

  • Характеристика продуктивных пластов;

  • Свойства пластовых жидкостей и газов;

  • Характеристика состояния разработки месторождения в целом;

  • Текущее состояние разработки эксплуатационного объекта;

  • Причины перевода действующей скважины на механизированную добычу;

  • Расчет и подбор оборудования при переводе фонтанной скважины на механизированную добычу (УЭЦН);

  • Мероприятия, направленные на увеличение МРП при механизированной добыче;

  • Анализ эффективности применяемых методов;

  • Гидравлический разрыв пласта;

  • Физико-химические методы (ОПЗ);

  • Оптимизация;

  • Технология многоступенчатого ГРП в горизонтальной скважине.

Месторождение находится на начальной стадии разработки и характеризуется низкой проницаемостью нефтенасыщенных коллекторов, в связи с этим дебит добывающих скважин находится на низком уровне. Для увеличения дебита по нефти и достижения проектных показателей, необходимо применение геолого-технических мероприятий, способствующих увеличению проницаемости и зоны дренирования, что в последствии повлечет за собой увеличение продуктивности добывающих скважин.

1 Геологическая часть

    1. Географическая характеристика района работ


Ореховская площадь Орехово-Ермаковского месторождения расположена в центральной части Западно-Сибирской равнины Среднеобской низменности в междуречъе верховьев рек Кульеган и Ермаковский Еган.

В административном отношении Ореховская площадь Орехово-Ермаковского месторождения расположена в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Областной центр город Тюмень находится в 710 км на юго-запад, административный центр округа – город Ханты-Мансийск расположен в 350 км на северо-запад, районный центр – г. Нижневартовск находится в 33 км на северо-восток. Ближайшими населенными пунктами являются г. Мегион – в 18 км на север (рисунок 1.1), п. Вата – в 26 км на юго-запад, с. Покур – в 18 км на северо-восток. На территории месторождения находится Ермаковский вахтовый поселок.




Рисунок 1.1 – Обзорная карта Орехово-Ермаковского месторождения
Ореховская площадь Орехово-Ермаковского месторождения расположена в границах одноименного лицензионного участка, владельцем которого является ОАО НК «Магма». Ореховский ЛУ охватывает западную часть Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения. На востоке находится обустроенный Ермаковский лицензионный участок, принадлежащий компании ОАО «Ермаковское» ТНК ВР.

Рассматриваемый район работ находится вблизи разрабатываемых и обустроенных месторождений – Кетовского (47 км на северо-запад), Полуденного (25 км на юго-восток), Советского (49 км на восток), Нижневартовского (41 км на восток), Мегионского (23 км на юг), Южного (26 км на юго-запад), Ватинского (46 км на северо-запад).

Близлежащая железнодорожная станция расположена в 15 км от г. Мегион. В г. Нижневартовск имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства и ж/д станция.

Дорожная сеть в районе работ практически отсутствует. На расстоянии 10 км от границы участка проходит автодорога с твердым покрытием Ермаковское месторождение – Южное месторождение.

На территории Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения расположена электроподстанция «Ореховская», по участку проходит трасса ЛЭП-110 и продуктопровод ШФЛУ.

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения


Ореховская площадь Орехово-Ермаковского месторождения расположена в пределах Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области и охватывает западную половину Орехово-Ермаковского месторождения.

К доюрским образованиям относятся породы складчатого палеозойского фундамента, вскрытые в скв. 399 Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения, скв. 563 Северо-Ореховской площади, скв. 396 Южного месторождения, скв. 425 Нежданного месторождения, а также в ряде скважин на соседних площадях.

На исследуемой территории породы палеозойского фундамента изучены слабо. Основными особенностями фундамента являются гетерогенное строение, пестрый вещественный состав, сложные структурные взаимоотношения.

С поверхностью фундамента стратифицируется отражающий горизонт А. Вскрытая толщина пород фундамента составляет 38 - 180 м. Породы фундамента представлены серыми, светло и темно-серыми органогенными известняками, песчаниками, алевролитами, аргиллитами, суглинистыми и глинистыми сланцами. Среди магматических пород встречены плагиоклазовые порфириты, граниты, диабазы, эффузивно-осадочные породы.

В скв. 399 (глубина забоя 3048 м) доюрские образования вскрыты на глубине 2982 м и представлены темно-серой до черной карбонатизированной породой с прослойками кальцита, пирита, известняка, возраст которой датируется пермотриасовым.

Юрская система (J)

Отложения юрской системы представлены всеми тремя отделами. Суммарная толщина юрских отложений составляет 380-420 м.

Нижний отдел (J1)

Породы нижнего отдела юры выполняют пониженные участки доюрского рельефа и представлены континентальными фациями.

Котухтинская свита (плинсбах-аален)залегает на породах доюрского основания, заполняет межструктурные понижения. Котухтинская свита делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Породы нижней подсвиты представлены глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, серыми, с прослоями песчаников (ЮВ11-12). В верхней части нижней подсвиты выделяется тогурская глинистая пачка. Породы тогурской пачки представлены аргиллитоподобными глинами
, темно-серыми, преимущественно тонкоотмученными, серповидно-оскольчатыми.

Отложения верхней подсвиты представлены серыми, темно-серыми аргиллитоподобными глинами, иногда углистыми, с прослоями песчаников, алевролитов, углей. Характерен растительный детрит. В разрезе отложений верхней подсвиты выделяют песчаный пласт ЮВ10 (скв. 399 и 126).

В верхней части верхней подсвиты выделяется радомская пачка. Отложения пачки представлены темно-серыми аргиллитоподобными глинами прослоями битуминозными, углистыми, встречается растительный детрит, сидерит. Толщина свиты составляет 60 м.

Средний отдел (J2)

Вышезалегающие отложения тюменской свиты (аален-байос-бат-ранний келловей) имеют широкое площадное распространение, в пониженных участках доюрского рельефа перекрывают породы котухтинской свиты, либо несогласно залегают на доюрских образованиях.

В тюменской свите выделяются нижняя, средняя и верхняя подсвиты.

Нижнеюрские осадки тюменской свиты представлены аргиллитами темно-коричневыми, почти черными, плитчатыми, плотными, массивными с обильным углистым детритом. В аргиллитах встречаются прослои песчаников серых, мелко-зернистых, очень крепких, глинисто-кремнистых.

Верхняя подсвита тюменской свиты представлена толщей песчано-алевритовых пород с маломощными прослоями аргиллита и углистого детрита мелководно-морского генезиса.

Общая толщина отложений тюменской свиты составляет около 240 м.

Средний и верхний отдел (J2-3)

Отложения верхней юры трансгрессивно перекрывают осадки тюменской свиты. В начале ритма осадконакопление происходило в условиях морского мелководья (отложения васюганской свиты), сменившихся в киммеридж-волжское время на морские условия относительного глубоководья (отложения георгиевской и баженовской свит).

Васюганская свита (поздний келловей-оксфорд) по литологическому составу подразделяется на две подсвиты: нижнюю – существенно глинистую и верхнюю – песчано-глинистую.

Нижняя подсвита представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, иногда с буроватым оттенком, слабобитуминозными, с примесью слюды, точечными, звездно- и прожилкообразными включениями пирита, участками известковистыми с многочисленными аммонитами келловейского и оксфордского (низы) возраста.

Верхняя подсвита сложена песчано-глинистыми осадками. Особенностью верхней подсвиты является присутствие углистого материала. Для алевролитов и аргиллитов характерны линзовидная и пологоволнистая слоистость, для песчаников – косая и реже пологоволнистая. Аргиллиты плотные, темно-серые, иногда с коричневатым или зеленоватым оттенком, слюдистые, с включениями пирита, иногда карбонатные. Алевролиты от темно-серых до светло-серых, слюдистые, с включениями пирита и халькопирита. Песчаники светло-серые, серые, темно-серые, иногда с зеленоватым или коричневатым оттенком, часто известковистые, окварцованные, слюдистые, пиритизированные, мелко, средне и реже крупнозернистые.

Смотрите также файлы