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

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.11.2023

Просмотров: 250

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



На Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения в разрезе этой подсвиты выделяются пласты ЮВ11, ЮВ12-1, ЮВ12-2, ЮВ13.

Пласты ЮВ11, ЮВ12-1 и ЮВ12-2 являются промышленно нефтеносными.

Толщина отложений васюганской свиты изменяется от 70 до 126 м.

Георгиевская свита (поздний оксфорд – кимеридж – ранний титон) представлена аргиллитами темно-серыми до черных, плотными с включениями тонкого алевритового материала и глауконита. Осадки накапливались в относительно глубокой части шельфа.

Толщина свиты – 1-4 м.

Баженовская свита (ранний титон – ранний берриас) в рассматриваемом районе распространена повсеместно. Представлена черными и буровато-черными уплотненными аргиллитами сильно битуминозными, массивными, прослоями листоватыми, изредка известковистыми с включениями пирита. Характерны остатки скелетов рыб, моллюсков, радиолярий, часто пиритизированных, отпечатки пелеципод и аммонитов. Накопление осадков происходило в морских условиях.

В составе баженовской свиты выделяется пласт ЮВ0, из которого в пределах Ореховской площади получены незначительные притоки нефти.

На электрокаротажных диаграммах отложения баженовской свиты четко выделяются аномально высокими по разрезу значениями КС и являются наиболее надежным репером на территории Западной Сибири.

Толщина отложений свиты изменяется от 12 до 18 м.

Меловая система (K)


Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами.

Нижний отдел (K1)


В стратиграфическом диапазоне нижнего отдела развит полифациальный комплекс осадочных образований, традиционно выделяемый в Западной Сибири в неокомский нефтегазоносный комплекс.

Район Ореховской площади по неокомскому комплексу отнесен к Вартовскому типу разреза. В связи с этим в составе нижнего мела выделяются морские отложения мегионской, ванденской, нижней и средней подсвиты покурской свиты.

В составе мегионской свиты (берриас-валанжин) выделяется невыдержанная ачимовская толща, представленная переслаиванием светло-серых, мелко и среднезернистых, слюдистых, иногда карбонатных, с мелкорассеянным углистым детритом песчаников, алевролитов и аргиллитов. Залежей нефти в ней не выявлено, пласты водонасыщены, изменчивы по площадям.

Толщина пачки колеблется от 17 м (скв. 358) до 82 м (скв. 360).


Выше разрез мегионской свиты представлен толщей аргиллитов темно-серых, нередко известковистых и алевритистых, содержащих, как правило, незначительные по толщине (0.2-2_м), сравнительно редкие прослои алевролитов и песчаников серых и светло-серых, мелкозернистых, участками известковистых. Встречается фауна пелеципод и аммонитов.

В верхней части мегионской свиты выделяются пласты БВ8-БВ10, которые на Ореховской площади водонасыщены.

Разрез мегионской свиты венчается самотлорской пачкой, сложенной аргиллитами темно-серыми до черных, слабоалевритистыми с редкими органическими остатками и прослоями светло-серого алевролита. Встречаются прослои серого, мелкозернистого, карбонатного, слюдистого песчаника. С кровлей пласта БВ8 стратифицируется отражающий горизонт «БВ8».

Толщина мегионской свиты составляет 308-336 м.

Верхний отдел (K2)


Верхнемеловые отложения выделяются в объеме верхней подсвиты покурской свиты, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Отложения верхнепокурской подсвиты представлены переслаиванием серых,_светло-серых,_слабосцементированных_песчаников,_песков, алевролитов, серых и темно-серых глин. В описываемых отложениях обнаружены остатки растений, куски обуглившейся древесины.

Верхнемеловой комплекс (без сеномана) представлен отложениями, сформировавшимися в относительно глубоководноморских условиях.

Палеогеновая система(P)


Палеогеновые осадки представлены образованиями морского и континентального генезиса. Морские отложения подразделяются на талицкую, люлинворскую и тавдинскую свиты.

Отложения континентального генезиса выделяют в атлымскую, новомихайловскую и туртасскую свиты.

Талицкая свита (палеоцен) литологически представлена глинами в верхней части темно-серыми до черных, внизу зеленоватыми, плотными, жирными на ощупь, с зеркалами скольжения, иногда алевритистыми, песчанистыми, кремнистыми, тонкослоистыми. Встречены обломки макрофауны, остатки рыб, радиолярий, губки, комплекс фораминифер.

Толщина свиты изменяется – от 77 м до 89 м.

Люлинворская свита (палеоцен-эоцен) подразделяется на три подсвиты.

Нижняя подсвита сложена опоками серыми, пепельно-серыми, глинами опоковидными с прослоями кварц-глауконитовых песчаников.

Средняя подсвита представлена

, в основном, глинами и опоками. Глины серые, с зеленоватым оттенком, плотные, опоковидные, алевритовые, с неотчетливой слоистостью.

Опоки серые, с прослоями диатомитовых глин, иногда переходящих в диатомиты с раковистым изломом.

Верхняя подсвита сложена глинами. Глины зеленовато-серые, тонко-отмученные, изредка слабоопоковидные, с прослоями глинистых алевритов.

Общая толщина свиты – 160-178 м.

Тавдинская свита (поздний эоцен-ранний олигоцен) представлена глинами зеленовато-серыми и голубовато-серыми, иногда желтоватыми, плотными, жирными на ощупь, реже песчанистыми, с тонкими линзовидными прослойками алеврита и песчаника. Встречаются прослои и тонкие линзочки глинистых известняков и сидеритов. Присутствует фауна пелеципод, фораминифер, радиолярий.

Толщина свиты – 35-45 м.

Атлымская свита (олигоцен) сложена глинами серыми, зеленовато- серыми, алевритистыми, с прослойками алевритов; песками серыми мелко и среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины. Встречаются прослойки бурого угля.

Толщина свиты – 110-120 м.

Новомихайловская свита (олигоцен) представлена чередованием песков серых, светло-серых, тонко и мелкозернистых, кварцево-полевошпатовых и глин коричневато-серых, песчано-алевритистых, с включениями обломков древесины, растительных остатков и прослоек угля. Породы свиты представляют комплекс озерно-аллювиальных образований.

Толщина – 140-160 м.

Туртасская свита (олигоцен) представлена глинами зеленовато-серыми алевритистыми, плотными, с редкими прослоями и линзами алеврита микрослоистого.

Свита охарактеризована спорово-пыльцевым комплексом с преобладанием пыльцы голосеменных растений над покрытосеменными спорами и диатомовой флорой.

Толщина свиты – 60-70 м.

Четвертичная система


Комплекс пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла завершается осадками четвертичного возраста. Литологический состав довольно разнообразен. Нижняя часть характеризуется наличием серых и зеленовато-серых песков с прослоями алевритистых глин. Выше залегают озерно-аллювиальные глины серые, коричневатые, зеленые с растительными остатками и ледниковые образования: глины массивные, с валунами, галькой и гравием. Верхи представлены пачкой аллювиальных образований, сложенной песками, глинами, суглинками.

Современные осадки в пойменной части представлены супесями, суглинками, наносными песками. Надпойменные террасы сложены глинами, подстилаемыми плывунами. На заболоченных участках глины покрыты отложениями торфа.


Общая толщина четвертичных образований – 50-60 м.

В районе Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения, как и на всей Западно-Сибирской плиты, выделяются два основных структурно-тектонических этажа – палеозойский фундамент и мезозойско-кайнозойский осадочных чехол.

Нижний структурно-тектонический этаж соответствует палеозойскому фундаменту, поверхность которого имеет блоковое строение и осложнено тектоническими нарушениями.

В соответствии со схемой развития перспективных палеозойских бассейнов Западной Сибири (под ред. Бочкарева B.C., 1990 г.) изучаемая площадь находится в районе Устьбалыкско-Чарской структурно-фациальной зоны в пределах главной области распространения залежей, связанных с корами выветривания и трещиновато-кавернозной зоной палеозойского комплекса.

Верхний структурно-тектонический этаж сформировался в мезозойско-кайнозойское время в условиях длительного устойчивого прогибания фундамента. Он характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления углеводородов и изучены достаточно детально. На тектонической карте (рисунок 1.2) [4].



Рисунок 1.1 - Выкопировка из «Тектонической карты мезозойско-кайзонойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы»
Ореховский лицензионный участок расположен в центральной части Нижневартовского свода. Основная залежь нефти Ореховской площади приурочена к положительной структуре II порядка – Ореховскому куполовидному поднятию, которое представляет собой вытянутую в субширотном направлении складку, осложненную двумя поднятиями III порядка – Ореховским и Ермаковским.

К западу от нее, за структурным заливом выделяется Западно-Ореховская структура, а на юго-западе Западно-Ореховская II. В ходе геологического развития структуры выполаживаются и вверх по разрезу происходит уменьшение размеров и амплитуд локальных поднятий.


1.3 Характеристика продуктивных пластов


Нефтеносность на Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения установлена в терригенных отложениях васюганской свиты верхней юры – в пластах ЮВ11, ЮВ12-1 и ЮВ12-2.

В пласте ЮВ11 выявлены две залежи: Основная залежь и залежь в районе скважины 354. В остальных пластах – по одной залежи.

Пласт ЮВ11. Породы продуктивного пласта ЮВ11 представлены мелко и среднезернистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами, с включениями пирита и углисто-глинисто-слюдистого материала, встречаются прожилки кальцитового материала.

Песчаники серые, буровато-серые за счет нефтенасыщенности, средне-мелкозернистые, крепко сцементированные, слюдистые.

Структура пород изменяется от алевро-псаммитовой, алевритовой до псаммо-алевритовой, размер зерен варьирует от 0.02 до 0.7 мм. Микротекстура однородная или слоистая, вследствие ориентировки слюд, удлиненных обломочных зерен, прослоев и линз углефицированной органики по плоскости наслоения. В песчаниках присутствуют микропрослои и микролинзы мелкозернистых гидрослюдистых алевролитов.

Пласты ЮВ12-1 и ЮВ12-2. Отложения горизонта ЮВ12 (пласты ЮВ12-1 и ЮВ12-2) представлены средне- и мелкозернистыми песчаниками, крупно- и среднезернистыми алевролитами. Коллекторами являются только среднезернистые песчаники, а алевролиты и мелкозернистые песчаник имеют газопроницаемость менее 0.8 мД. Песчаники горизонта ЮВ12 средне-мелкозернистые с глинистым цементом, слабо карбонатные. Размер обломков изменяется от 0.01 до 0.66 мм при среднем значении 0.25 мм. Сортировка обломочных зерен хорошая, обломки полуокатанной, полуугловатой формы.

По вещественному составу образец относится к полимиктовому типу (граувакковые аркозы). Основными породообразующими компонентами являются кварц (30-35%), полевые шпаты (40-45%), обломки горных пород (15-25%), второстепенными – слюды (2-8%).

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов


Физико-химические свойства и компонентный состав нефти и нефтяного газа изучены с учётом требований отраслевого стандарта ОСТ 153-39.2-048-2003.