Анализу работы установок "Тандем" в скважинах Покамасовского месторождения

Федеральное агентство по образованию

государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт  Нефти и газа

Кафедра «Разработка и  эксплуатация нефтяных месторождений»  

 
 
 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА 

к квалификационной работе на тему: 

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________ 

Студент:____________________________/____Ф.И.О._______________/ 

Форма обучения:       бакалавр 

Руководтель:___________________________/_________Ф.И.О.________/

                            Оценка отзыва__________________ 

Нормоконтроль: _________________________________/_________________/

                            Оценка работы__________________

     
 

РАБОТА  ДОПУЩЕНА К ЗАЩИТЕ В ГЭК 
 

Зав. кафедрой РЭНМ            С.И. Грачев

 

      

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский  государственный нефтегазовый университет»

Институт  нефти и газа 
 

                                                 УТВЕРЖДАЮ:

                                                 Зав.кафедрой РЭНМ_______

                                                 «___» ___________ 200__ г. 
 

   Задание К КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЕ 
 

Студенту 

1. Тема  работы утверждена приказом по университету от «___» ____________ 200__ г.

№

2. Срок  сдачи студентом законченной  работы от «______» ________________ 200__ г.

3. Исходные  данные к работе

4. Содержание  расчетно-пояснительной  записки  (перечень подлежащих разработке вопросов)

5. Перечень  графического материала (количество  слайдов)

 
 

Дача  выдачи задания «___» ____________________ 200___ г. 

Руководитель _______________________ / ________________ 

Задание принял к исполнению «_____» ________________________ 200__ г.

_____________________________

    (подпись  студента) 

      Содержание 
 

 

ВВЕДЕНИЕ

 
 

      Юрские  пласты нефтяных залежей месторождений  Западной Сибири создают множество проблем при разработке и эксплуатации. Повышенный газовый фактор, низкая продуктивность пластов, существенная не стационарность процессов фильтрации, тяжелый вывод скважин на режим после глушения и другие осложнения значительно затрудняют работу серийного насосного погружного оборудования для добычи нефти. Примером таких месторождений может служить Покамасовское месторождение НГДУ ”Лангепаснефть”.

      Многие  скважины Покамасовского месторождения, оборудованные сепараторными установками погружных центробежных электронасосов (ЭЦН), эксплуатируются недостаточно эффективно. На месторождении имеется большой фонд бездействующих скважин, для вывода которых было принято решение о внедрении в эксплуатацию погружных насосно-эжекторных систем. Технология применения этих установок, разработанная в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, предусматривает снабжение погружного насоса газосепаратором (эжектором). Поскольку такая погружная система включает два насоса: центробежный и струйный, новая технология получила название “Тандем”.

      Дипломный проект посвящен анализу работы установок "Тандем" в скважинах Покамасовского месторождения, разрабатываемого НГДУ "Лангепаснефть". Скважины для анализа были выбраны из категории трудновыводимых на режим и часторемонтируемых. Также в проекте дано экономическое обоснование выгодности оснащения скважин установками "Тандем", оценка деятельности предприятия с точки зрения экологии и охраны окружающей среды, безопасности труда.

      Работа  выполнена по данным Покамасовского месторождения, полученным в НГДУ "Лангепснефть". В проект также вошли данные о работающих в скважинах установках "Тандем", полученные при проведении работы по внедрению установок, которая была опубликована под названием "Освоение бездействующих скважин на Покамасовском месторождении"                             в журнале "Нефтяное хозяйство" №8 за 1997 год. 

      1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

 

      Покамасовское месторождение расположено в  Сургутском районе Ханты-Мансийского  автономного округа в 55 км от г. Сургута. Месторождение приурочено к долине р. Обь, характеризующейся широкой поймой (до 40 км) и многочисленными притоками. Весь район сильно заболочен. Значительная часть месторождения (20 %) находится непосредственно под руслом реки Обь и ее притоками. Отмечается множество озер глубиной до 3 м. Весеннее половодье сильно растянуто.

          Залежь нефти приурочена к верхней части васюганской свиты – пласту ЮВ₁. Промышленная разведка закончена. Запасы нефти утверждены ГКЗ СССР – протоколы №№ 8238 от 21.02.1979 г и 8300 от 22.06.1979 г.

          В 1982г для всего месторождения  СибНИИНП составлена технологическая схема разработки, которая утверждена ЦКР Миннефтепрома как основа для проектирования обустройства на запланированные объемы добычи нефти (протокол № 1022 от 18.05.1983 г).

          В 1984 г СибНИИПН составлена  дополнительная записка с выделением  технологических показателей для северной правобережной части месторождения. В схеме предусматривалось разбуривание по треугольной сетке 500х500 м (21,6 га) и площадное (семиточечное) заводнение. Общий проектный фонд 315 скважин, в т.ч. 195 добывающих, 84 нагнетательных, 28 резервных и 8 прочих. Проектный уровень добычи нефти 1400 тыс.т, жидкости 2730 тыс.т, объем закачки воды 3960 тыс.м³.

      В 1986 г уточнили границу раздела  месторождения между объединениями  «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть», естественно изменились запасы нефти, отнесенные по объединениям. В связи с охраной реки Обь выделены запасы в подрусловой части, относимые к забалансовым.

          В декабре 1986 г на совещании  при главных геологах объединений  «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть» было решено для реализации циклического воздействия на залежь с учетом высокой неоднородности коллекторов отказаться от площадного заводнения и перейти к линейной трехрядной блоковой системе разработки по схеме единой для всего месторождения.   

      В настоящее время месторождение разрабатывается ТПП «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз» и АО «Мегионнефтегаз». ТПП «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз» разрабатывает правобережную часть месторождения.

      1.2. История освоения  месторождения

 

          Месторождение открыто в марте  1972 г. На месторождении пробурено 17 разведочных скважин, из них вскрыли залежь 10 скважин, 3 скважины за контуром нефтеносности и 4 скважины в зонах отсутствия коллекторов.     На северной части месторождения (территория объединения «Татнефть») пробурено 8 разведочных скважин, из них вскрыли залежь №№ 2,3,6,15, за контуром нефтеносности №12 и в зонах отсутствия коллекторов №№ 7,14 и 20. В таблице 1.1 представлены начальные запасы нефти и растворенного газа северной части Покамасовского месторождения

          Из всех разведочных скважин, вскрывших залежь, получены промышленные притоки нефти дебитом 50-130 м³/сут при фонтанировании. В скважинах №№ 2,8,9, получены притоки нефти и воды – это ВНЗ по подсчету запасов.

          Залежь пластовая сводовая, литологически  экранированная с востока.     При подсчете запасов нефти и составлении технологической схемы разработки 1982 г (СибНИИНП) положение ВНК принято наклонным по данным опробования скважин от –2681 м в районе скв.9 (южное крыло структуры) до – 2701 на северном крыле. Объяснение этому не было дано. Возможно «наклон» ВНК связан с наличием не выявленных литологических экранов, а также с возможным линзовидным залеганием коллекторов.

          Нефтесодержащими являются терригенные  кварцево-полевошпатовые коллекторы порового типа – пласт ЮВ₁ васюганской свиты. Коэффициент песчанистости составляет 0,58; коэффициент расчлененности равен 3,5 (в разрезе встречается до 6 нефтенасыщенных пропластков).

Таблица 1.1. 

      Начальные запасы нефти и растворенного  газа северной

      части Покамасовского месторождения

Категория	Зона	Запасы  нефти, тыс.т		Запасы  газа, млн.м3
		Всего: балансовые извлекаемые	в т.ч. под р.Обь балансовые Извлекаемые	всего: балансовые извлекаемые	в т.ч. под р.Обь балансовые извлекаемые
С1	НЗ	КИН 62036      29119      0,47	13725 6533	5645 2650	1249 595
	ВНЗ	13421 6323        0,47	2154 1077	1221 575	196 98
	НЗ+ВНЗ	75457 35442      0,47	15879 7610	6866 3225	1445 693
С2	НЗ+ВНЗ	125756   4885      0,38	__	1161 445	__

 

          Водонефтяная зона по данным  подсчета запасов по разведочным скважинам составляет около30% от площади нефтеносности, доля извлекаемых запасов в ВНЗ составляет 13,4% от запасов по месторождению. Учитывая значительную расчлененность объекта, эти параметры в процессе разбуривания месторождения могут значительно измениться, преимущественно в сторону уменьшения.

          Запасы нефти и газа в подрусловой  части подсчитаны с учетом  возможности размещения кустов скважин за пределами 1000 метровой охранной полосы. В связи с невозможностью извлечения этих запасов их предлагается отнести к группе забалансовых. При проведении технологических расчетов эти запасы не учитывались. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

        2.1. Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

 

      Рассматриваемое месторождение расположено в северной части южной геокриологической зоны, где подмерзлотный талик прослеживается до глубины около 150-200м.

      Реликтовые  мерзлые породы приурочены к низу новомихайловской и верху атлымской  свит олигоцена толщиной в 50-100 м.

      Слой  мерзлых осадочных пород имеет сложное строение. Пески кварцевые, разнозернистые, но преимущественно мелко и тонкозернистые. Эти породы имеют температуру не ниже- 0,5°C.

      Слой  древней мерзлоты толщиной 30-50 м  подстилается водонасыщенными песками  и супесками низа атлымской свиты. Ниже залегают глины тавдинской свиты, являющиеся мощным водоупорным разделом. Подмерзлотная вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевая. В ней содержится растворенный газ, состоящий из кислорода, углекислого газа и сероводорода в количествах соответственно 1,5, 74,8, 1,95 мг/л, что придает этим водам агрессивные свойства по отношению к металлу и бетону.

      В зоне повсеместного распространения  талика, т.е. в слое сезонного теплообмена до глубины около 10-15 м ниже дневной поверхности, фиксируются положительные температуры в пределах 0,5-2,0°C и отсутствие современной мерзлоты. На диаграммах замера температуры, выполненных без длительного простоя скважин для замера термоградиента, положительные температуры прослеживаются до глубины 100-200 м, а ниже расположен безградиентный интервал с отрицательными температурами порядка- 0,5⁰С, где расположена толща реликтовых мерзлых пород с нулевой температурой в ее подошве. Среднегодовая температура воздуха-29°C складывается из максимальной +36°C в июле и минимальной в январе-52°C. Эта резкая нестабильность температурного режима воздуха создает соответствующие условия для грунтов и верхней части пород геологического разреза до образования мерзлоты на относительно больших глубинах, чему способствует техногенная деятельность человека. Болота промерзают до глубины 10 м, а при постоянном удалении снежного покрова на участках распространения суглинков с влажностью в 20% за 10 лет они промерзают до глубины 12 м. Увеличение глубины сезонного промерзания приводит в этих районах к пучению пород.