Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, Объект АС10, Месторождение Лянторское

Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, Объект АС10, Месторождение Лянторское

Пермский государственный технический университет

Горно-нефтяной факультет

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений

Курсовой проект

Тема: "Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, Объект АС10, Месторождение Лянторское"

Учебная дисциплина: "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин"

Выполнил: студент гр. РНГМ-05-2

Валиуллин А.В

Проверил: Илюшин П.Ю.

г. Пермь, 2009 г.

Содержание

Введение

1. Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки залежи

2. Технологическая часть

2.1 Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин

2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. Характеристика призабойной зоны

2.2.1 Расчет процесса освоения скважины

2.2.1.1 Прямая закачка

2.2.1.2 Обратная закачка

2.2.2 Характеристика призабойной зоны пласта

2.3 Расчет условий фонтанирования скважины. Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ

2.3.1 Расчет условий фонтанирования скважины при текущих и начальных условиях

2.3.2 Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ

2.4 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины выбор скважинного оборудования и режима его работы

Заключение

Список литературы

Приложение

Введение

В курсовом проекте описаны геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения на 01.10.2009 г., а также проанализирован фонд добывающих скважин и решены задачи освоения, исследования и обоснования способа эксплуатации добывающей скважины № 1263.

1. Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки залежи

Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа, в среднем течении реки Пим, с 49 по 163 км от устья. Ближайшими населёнными пунктами являются город Лянтор, расположенный на территории месторождения, и посёлок Нижний Сортым - 60 км к северу от него. Наиболее крупный населённый пункт город Сургут, который расположен в 75 км к юго-востоку от Лянторского месторождения. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО "Сургутнефтегаз".

Лянторское месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела: нефтегазонасыщенные пласты АС-9, АС-10, АС-11, нефтенасыщенные - БС-82, БС-18. Пласты АС-9, АС-10, АС-11 объединены в один объект АС. Объект БС включает разрабатываемую залежь пласта БС-18, эксплуатация которого ведется одной скважиной

Запасы нефти, свободного и растворенного газа утверждены ГКЗ СССР в 1987 году в количестве: геологические запасы нефти категории С1 - 108,7 млн.т, категории С2 - 105,2 млн.т, извлекаемые категории С1 - 48,5 млн.т, категории С2 - 39,8 млн.т. Геологические запасы растворенного газа категории С1 утверждены в объеме 24,7 млрд.м3, категории С2 - 18,7 млрд.м3, извлекаемые соответственно 11,0 млрд.м3 и 7,2 млрд.м3. Запасы свободного газа категории С1 оценивались в 4,3 млрд.м3, категории С2 - 7,4 млрд.м3.

В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и терригенные песчаноглинистые отложения платформенного мезо-кайнозойского осадочного чехла.

Палеозойский фундамент и полный разрез платформенных отложений, включающий в себя и отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем, вскрыт на Лянторском месторождении скважиной 17. Общая толщина осадочного чехла в этой скважине составляет 3144 метра.

Палеозойский фундамент.

Породы палеозойского фундамента представлены порфиритом базальтовым, темно-серым и темно-зеленым, с прожилками и включениями кальцита и других минералов. Вскрытая толщина пород фундамента составляет 56 метров.

Кора выветривания.

Образования коры выветривания в пределах Сургутского района имеют площадное распространение. Они вскрыты почти во всех скважинах, пробуренных до палеозойского основания. По положению в разрезе возраст условно принимается триасовым. Литологически кора выветривания представлена выветрелыми порфиритами, разбитыми трещинами, заполненными кальцитом. Толщина коры выветривания достигает 15 метров.

Юрская система.

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах коры выветривания всеми тремя отделами: верхним, средним и нижним. Нижний и средний отделы сложены близкими по генезису породами, выделяемыми в тюменскую свиту, в составе верхнего отдела выделяются абалакская и баженовская свиты.

Тюменская свита сложена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие с многочисленными включениями обуглившихся растительных остатков, местами битуминозные. Алевролиты серые и светло-серые, участками глинистые, волнисто-горизонтально-слоистые за счет прослоев и линз песчаника. Песчаники серые, мелко и разнозернистые, крепкие, слюдистые, кремнисто-глинистые. Наблюдаются обильные включения растительных остатков, небольшой мощности, прослойки угля. Толщина Тюменской свиты достигает 340 м.

Абалакская свита, нижняя часть верхнего отдела сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, слюдистыми, алевритистыми прослоями известковистыми, содержащими глауконит, обломки фауны аммонитов, пелеципод, фараминифер верхнеюрского возраста. Толщина отложений абалакской свиты изменяется от 25 до 68 метров.

Баженовская свита представлена аргиллитами темно-серыми до черных с коричневым оттенком, битуминозными, листоватыми, с включениями обломков фауны, стяжений пирита, с обильным растительным детритом. Толщина свиты 15-30 метров.

Меловая система.

Отложения меловой системы в изучаемом районе представлены двумя отделами: нижним и верхним, нижний отдел включает в себя мегионскую, вартовскую, алымскую и нижнюю часть покурской свиты; верхний- верхами покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита согласно залегает на битуминозных аргиллитах баженовской свиты, включает в себя остатки берриасского и нижней части валанжинского яруса.

В низах свиты выделяется ачимовская толща, сложенная в основном, песчано-алевритовыми породами с прослоями аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, мелкозернистые, глинистые с редкими прослоями известковых песчаников. Ачимовская толща перекрывается мощной толщей аргиллитов темно-серых и серых плотных, слюдистых, иногда известковистых. В верхней части мегионской свиты выделяется песчаный пласт БС10, который на Лянторском месторождении существенно заглинизирован. Толщина мегионской свиты 270-320 метров.

Вартовская свита включает в себя осадки верхне-валанжин-сетерив-барремского возраста и в пределах месторождений вскрыты всеми пробуренными скважинами. Нижняя часть вартовской свиты представлена переслаиванием аргиллитов темно-серых, плотных, слюдистых и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых, слюдистых. В верхней части вартовской свиты выделяются песчаные пласты АС9, АС10 и АС11, являющиеся на Лянторском месторождении промышленно нефтегазоносными. Толщина вартовской свиты 430 - 450 метров.

Алымская свита включает в себя осадки нижнеаптского возраста, представлены аргиллитами темно-серыми, в средней части почти черными, плотными, крепкими, слюдистыми, прослоями известковистыми. В нижней части встречаются линзовидные тончайшие прослойки песчаников. Толщина алымской свиты изменяется от 130 до 170 метров.

Покурская свита выделена в объеме осадков верхне-альб-сеноманского возраста, представлены неравномерным переслаиванием алеврито-песчаных пластов с глинистыми.

Кузнецовская свита. Морские отложения отделены от континентальных сеноманских отложений и выделяются в составе кузнецовской свиты. Представлены они пачкой глин темно-серых с зеленоватым оттенком, плотных, аргиллитоподобных, с включениями глауконита. Встречаются обломки фауны, толщина свиты 25-35 метров.

Березовская свита. Отложения свиты разделяются на две подсвиты: нижнеберезовскую (коньяк-сантонский ярусы) и верхнеберезовскую (кампанский ярус). Нижняя подсвита представлена глинами серыми и светло-серыми, слабоалевритовыми, опоковидными, прослоями переходящими в опоки-алевритистые.Толщина нижнеберезовской свиты 35-130 метров, верхнеберезовская свита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, однородными, слабоалевритистыми, толщина 35-70 метров.

Ганькинская свита. Отложения заканчивают разрез меловых отложений. Литологически маастрихт-датские отложения довольно однообразны. Весь разрез представлен глинами серыми, зеленовато-серыми, иногда голубоватыми, известковистыми прослоями, переходящими в мергели. Встречаются включения глауконита, пирита и обломков фауны. Толщина свиты 55-80 метров.

Палеогеновая система.

Разрез палеогеновых образований представлен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового, и олигоценового возрастов. В составе палеогеновой системы выделяется ряд свит: талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен), тавдинская, атлымская, новомихайловская, туртасская (олигоцен).

Талицкая свита. Отложения свиты мало отличаются от вышеописанных пород верхнего мела. Она сложена глинами темно-серыми, в верхней части алевритистыми с прослоями тонкозернистого кварцевого алевролита, отмечается глауконит. Толщина свиты 85-120 метров.

Люлинворская свита представлена глинами серыми и светло-серыми и зеленоватым оттенком, в нижней части опоковидными, переходящими в глинистые опоки, в верхней части опоковидными, переходящими в глинистые опоки, в верхней части прослоями диатомовые. Толщина свиты 180-220 метров.

Тавдинская свита сложена глинами зеленовато-серыми, зелеными, голубовато-серыми, вязкими, жирными с линзами и присыпками тонкозернистого кварцевого песка, включениями сидерита, известняка. Толщина свиты 130-150 метров.

Атлымская свита представлена песками светло-серыми почти белыми, преимущественно кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями глин буровато-серых, алевритистых и прослоями бурых углей. Толщина свиты 90-100 метров.

Новомихайловская свита приурочена к олигоцену, представлена чередованием глин буровато-серых, песков и алевролитов серых, светло-серых с прослоями бурых углей. Толщина свиты 75-80 метров.

Туртасская свита завершает разрез третичных осадков породы свиты, представлены глинами зеленовато-серыми, плотными с прослоями песка и алеврита, с включениями углистых остатков. Толщина осадков 30-35 метров.

Четвертичная система.

На размытой поверхности палеогеновых образований залегают отложения четвертичной системы, представленные в основном песками серыми, зеленовато-серыми с прослоями алевритистых глин. Выше залегают озерно-аллювиальные глины серые, коричневато-серые, морские глины с валунами, гальками и гравием, озерно-ледниковые образования. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Общая толщина четвертичных отложений составляет около 100 метров.

Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.

В подсчете 1984 г. запасы оценивались по пяти объектам - АС9, АС10, АС11, БС81, БС82 [1]. В процессе доразведки были установлены залежи в трех пластах ачимовской пачки нижнего мела и пласте ЮС2 средней юры.

Таким образом, в разрезе Лянторского месторождения были выделены следующие залежи нефти: газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11, нефтяные - в пластах БС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2.

По признаку преобладания газо- и нефтенасыщенных частей основных продуктивных пластов АС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложнопостроенным.

На 1.10.2008 года фонд добывающих скважин по обьекту составил 3291 действующих скважин (16 фонтанных и 3275 насосных) и 236 бездействующих. Почти весь фонд работает насосным способом (99,5%), в основном электроцентробежными насосами (95,6%).

Фонд нагнетательных составил 1348 скважин , в том числе 1224 действующих (90,8%), 123 бездействующих и 1 скважина в освоении

Основной причиной бездействия добывающих скважин является остановка скважин из-за высокой обводненности

По состоянию на 1.01.2008 г. Накопленная добыча составила нефти и газового конденсата составилы 203,2 млн.т., в т.ч. нефти - 6648 тыс. т, 133,8 млн.т. жидкости (проект - 121,3 млн.т), обводненность продукции составила 95%(прокт - 94,6)

2. Технологическая часть

2.1 Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин

На 1 января 2008 года эксплуатационный фонд НГДУ "Лянторнефть" составил 3696 скважин, в том числе 3619 скважин - Лянторское месторождение, 77 скважин - Маслиховское. Добычу нефти осуществляли 7 цехов по добыче нефти и газа на Лянторском и Ларкинском , 1 на Маслиховском , Санинском , Назаргалеевском и один участок по добыче нефти и газа на Западно-Камынском и Северо-Селияровском месторождениях. За 2008 год добыто 8479,385 тыс.т нефти, что на 13,231 тыс.т больше задания, и на 328,385 тыс.т больше гос. заказа. Эксплуатация осуществлялась преимущественно механизированным способом: электроцентробежными насосами - 85,98% (3178 скважин), штанговыми глубинными насосами - 7,90% (292 скважин), фонтанным способом - 6,11% (226 скважин).

Неработающий фонд сократился на 79 скважин и составил на 1.01.2008 год 417 скважин. Средний дебит одной скважины по жидкости составил 65,1 т/сут, по нефти 7,2 т/сут, в 2002 году был 56,2 т/сут и 7,4 т/сут соответственно. Обводненность по Лянторскому месторождению выросла на 1,82% и составила 89,0%. Фонд скважин с обводнённостью более 90% увеличился на 360 скважин и составил 2005 против 1645 на 1.01.2008 г.

Фонд нагнетательных скважин составил 1219 скважин, в том числе эксплуатационный фонд - 1038 скважины, неработающий фонд - 181 скважин.

Динамика изменения действующего фонда и фонда добывающих скважин показана в табл. 3.1.

Таблица 3.1 Динамика изменения действующего фонда и фонда добывающих скважин за 2005 -2008 гг.

За последние годы, как видно из приведенной таблицы, произошло увеличение среднедействующего фонда и фонда добывающих скважин. За 4 года (2005 - 2008 гг.) среднедействующий фонд увеличился на 399 скважин. Фонд добывающих скважин увеличился на 120 скважин.

По сравнению с 2007 годом среднедействующий фонд скважин увеличился на 144 скважин и составил 3389 скважин (91,7% добывающего фонда). Фонд добывающих скважин увеличился на 50 и составил 3696 скважин.

Динамика показателей использования эксплуатационного фонда приведена в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Динамика показателей использования эксплуатационного фонда

Как видно из приведенной таблицы за последние годы произошло увеличение показателей использования эксплуатационного фонда. За 4 года (2005 - 2008 гг.) коэффициент эксплуатации вырос на 0,019, коэффициент использования повысился на 0,122, межремонтный период увеличился на 55 суток.

По сравнению с 2007 годом коэффициент эксплуатации повысился на 0,05 и составил 0,965. Коэффициент использования увеличился на 0,023 и составил 0,878. Межремонтный период скважин повысился на 22 и составил 466 суток.

Анализ фонда скважин, оборудованных УЭЦН

По состоянию на 01.01.2008г. 3178 скважин Лянторского месторождения оборудованы УЭЦН (86% эксплуатационного фонда). Добыча нефти установками ЭЦН в 2008 году увеличилась по сравнению с 2007 годом на 163225 т и составила 811235 т (в 2007 году - 794133 т).

Состояние эксплуатационного фонда скважин, оборудованных УЭЦН на 01.01.2008г. приведено в табл. 3.3.

Таблица 3.3 Состояние фонда скважин, оборудованных УЭЦН

На 01.01.2008 г. в действующем фонде находится 3015 скважин, что составляет 94,9% от эксплуатационного фонда. Дающий фонд составляет 92,6% от эксплуатационного фонда (2942 скважины). Неработающий фонд составил 236 скважин (7,4% эксплуатационного фонда). В простое - 73 скважины, в бездействии 163 скважины, скважин в освоении на 01.01.2008г. - нет.

Неработающий фонд составляют в основном скважины, оборудованные УЭЦН-50, УВННП-25, УЭЦН-30. При этом 30,3% скважин, оборудованных УЭЦН-25,30, находятся в неработающем фонде, когда только 8,8% скважин, оборудованных УЭЦН-50, находятся в неработающем фонде.

Коэффициент использования фонда в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,856) на 0,023 и составил 0,879. Коэффициент эксплуатации в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,958) на 0,01 и составил 0,968.

Применяемые на месторождении типоразмеры УЭЦН приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 Распределение УЭЦН по типоразмерам

Согласно приведенной выше таблице, наиболее часто применяются ЭЦН-50, они составляют 58,62% от анализируемого фонда (1863 шт.). ЭЦН-80 составляют 18,97% (603 шт.), ЭЦН-125 - 7,7 % (244 шт.), ЭЦН-20,25,30 - 3,74%, а также применяются установки импортного производства фирмы ODI - 5,85% (186 шт.) и CENTRILIFT- 1,66% (53 шт.) от общего их количества (рис. 3).

Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН по месторождению меняются, некоторые в значительной мере, например дебит по жидкости и обводненность. Некоторые характеристики эксплуатации приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН

Так как обводненность продукции является фактором, существенно влияющим на работы УЭЦН, в связи с этим необходимо проанализировать распределение скважин по обводненности продукции. Скважины дающие продукцию с обводненностью от 0 до 50% составляют 0,15% от анализируемого фонда, от 50 до 80 - 4,15%, от 80 до 90 - 95,09%, от 90 до 99,9 - 0,75 %. Обводнённость продукции скважин, оборудованных установками ЭЦН, повысилась с 87,8% в 2003 году до 89,15% в 2004 году.

Рассмотрим теперь распределение скважин по дебиту Средние дебиты скважин изменяются в пределах от 18,5 до 443 м3/сут (по жидкости). Большинство скважин работают с дебитом до 50 м3/сут - 65,7%, от 50 до 100 м3/сут - 24,82%, а с дебитами от 100 до 443 м3/сут - 8,84 %.

Все сопутствующие графики и таблицы представлены в приложении.

2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. Характеристика призабойной зоны

2.2.1 Расчет процесса освоения скважины

Исходные данные:

Решение:

Освоением скважины называется процесс вызова притока жидкости из пласта к забою скважины после окончания её бурения или ремонта, когда скважина во избежание открытого фонтанирования заполнена "тяжёлой жидкостью" - буровым раствором или солёной водой, которые обеспечивают давление на забое скважины (Рзаб), превышающее величину пластового давления (Рпл).

Наиболее распространённым видом освоения скважины является замена "тяжёлой жидкости" более "лёгкой", именуемой "жидкость замещения", и способствующей созданию перепада (разности) между пластовым и забойным давлениями - как условия притока жидкости:

Рассматриваемая скважина заполнена глинистым раствором плотностью 1109 кг/м3.

В первую очередь необходимо выбрать вид жидкости замещения, удовлетворяющий условию притока жидкости. Если ствол скважины полностью заполнить этой жидкостью, то её плотность жз определится из соотношения:

Очевидно, что проще всего использовать в качестве жидкости замещения дегазированную нефть данной залежи плотностью нд = 903 кг/м3 и заполнить ствол скважины дегазированной нефтью полностью.

Закачка жидкости замещения будет производиться агрегатом

Табл.3

Страницы: 1, 2