Подбор оборудования шсну для условий месторождения избербаш

             

                                                                                           

Введение

 

НГДУ «Дагнефть» - производственно-хозяйственный  комплекс, осуществляет разряботку 41 нефтяного  месторождения.

Избербашское месторождение  открытое в 1937 году расположено в  прикаспийской  низменности в 62 км к юго-востоку от г.Махачкалы в  районе реки Избербаш. Месторождение имеет сложное геологическое строение большая ее часть расположена в акватории Каспийского моря.

На Избербашской площади  установлена промышленная нефтеносность  шести песчаных пластов чокранского  горизонта среднего миоцена.

Всего на местрождении было пробурено 236 скважин, в том числе 226 на чокракские  и 10 на верхнемеловые отложения. В эксплуатации чокракских залежей всего участвовало 154 скважины, из них 59 морских.

В настоящее время  месторождение находится на конечной стадии разработки. В эксплуатации осталось 12 добывающих скважин. 

Объем добычи нефти по НГДУ «Дагнефть» в 2003 году составил 341,5 тыс.тонн – 101,25% к уровню 2002 года. За год проведено 12 геолого-технических  мероприятий  дополнительная добыча нефти составила 14,6 тыс.тонн.

Целью дипломного проекта  является:

1) проведение анализа соответствия насосного оборудования скважин эксплуатируемых штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) и режимов его работы условиям в скважине,  а также оптимизация  работы насосного оборудования;

2) выполнение  технологических,  технических и экономических  расчетов для определения   эффективности  предлагаемых  мероприятий и практического  внедрения в дальнейшую разработку  по месторождению Избербаш;

3) выявление причин подземных ремонтов и способов их предупреждения, для продления межремонтного периода.

Исходным материалом для работы  служила геологическая  характеристика  месторождения эксплуатируемых  объектов, а также данные по текущему состоянию залежи.   

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ                             ИЗБЕРБАШ                                                                                                1.1 Геолого-физическая характеристика объектов разработки месторождения Избербаш  (пласты Г1, Г2, Г3)

Залежь пласта Г1 имеет сложное строение, характеризующееся литологическим замещением коллекторов, наличием тектонических нарушений, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств. Границы залежи пласта Г1 определяются линиями выклинивания коллекторов, линией основного нарушения и положением водонефтяного контакта (ВНК). Размеры её составляют 10 X 2.5 км при высоте около 400 м. Первоначальный водонефтяной контакт (-1820м) обоснован по данным опробования скважин №190, №270, давших нефть на самых низких отметках.

По типу залежь является пластовой, сводовой, частично литологически экранированной. Этаж нефтеносности составляет 396 м. Площадь залежи по данным пересчёта запасов 1962г. составила 1023,1 га. Изменения границ пласта Г1 в 1978 г. связаны с наличием продуктивных прослоев пласта в скважине №№ 237, 242, 246, в результате чего произошло приращение площади на 108 га. По данным «СевКавНИПИнефть» площадь составила 1131 га.

Эффективные нефтенасыщенные  толщины при подсчёте запасов в 1962г. определялись по 59 скважинам, где варьируют в пределах от 1,5м до 18м и в среднем составляют 7 м, По данным «СевКавНИПИнефть» среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины с учётом новых данных составляет 6,25м. Пласт Г1 плохо охарактеризован керном. При подсчёте запасов анализ керна проводился только по 9-ти скважинам, из которых 6 входили в контур нефтеносности. Средневзвешенная по толщине пористость по данным анализов керна изменяется в пределах от 11,53 до 16,5%, по данным промысловой геофизики от 10 до 16%. Коэффициент пористости по пласту был принят равным 0,13.

Проницаемость пласта по данным десяти анализов керна составила  0,0143 мкм². По данным «СевКавНИПИнефть» проницаемость по анализам

керна изменяется от 6,3 до 0,0406 мкм² и в среднем составляет 0,014 мкм², а по данным промысловых геофизических исследований (ПГИ) - 0,0208 мкм².

Начальное пластовое давление в пласте Г1 определено расчётным  путём по данным замера избыточного давления на устье СКВ.№10. Также были определены начальные пластовые давления и по другим скважинам. Таким образом, начальное пластовое давление принято равным 184 атм.

Давление насыщения также было определено расчётным путём и  равно 140 атм. Начальный газовый фактор составил 150 м³/т. Со временем отмечен значительный его рост, в отдельных скважинах до 400-700 м³/т, затем постепенное снижение. К началу применения законтурного заводнения пласта с целью поддержания пластового давления (1956г) оно снизилось до 49 атм.

Пласт Г2 залегает ниже пласта Г1 от которого изолирован 20-25- метровой глинистой толщей и представляет собой средне- и мелкозернистый песчаник. Он менее выдержан по разрезу и площади, чем пласт Г1. Толщины его изменяются от 4 до 20 м, а в ряде скважин он представлен сильно глинистым песчаником или замещается глинами. Содержание пелитовой фракции в пласте колеблется от 5,4 до 15% по данным «СевКавНИПИнефть». Кажущиеся удельные сопротивления пласта изменяются от 10 до 40 омм.

Залежь Г2 по типу является пластовой, литологически и тектонически экранированной. Водо-нефтяной контакт залежи не установлен. Этаж нефтеносности составляет около 350м. Размеры залежи 7 X 1,6 км, площадь 478,3 га по данным подсчёта запасов 1962 года. По результатам бурения глубоких скважин в 1978 году были пересмотрены границы залежи, которые расширились в районе СКВ.246, где пласт Г2 представляет собой коллектор. При этом площадь залежи увеличивается и составляет 515 га. Эффективные мощности пласта в скважинах колеблются от 4 до 13 м по геофизическим данным от 6 до 16,5 м по керну. В сводовой части структуры эффективные мощности увеличиваются. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, принятая при подсчёте запасов в 1962г., составляет 8,4 м, по расчётам «СевКавНИПИнефть» - 8,95 м.

Закономерностей в изменении пористости по площади не отмечено. Средневзвешенная пористость по анализам керна изменяется в пределах от 10,2 до 14,4% по данным ПГИ от 8 до 13%. Коэффициент пористости по пласту принят равным 0,124. Отдельные проницаемые прослои в пласте выдержаны по площади залежи и сливаясь образуют пласты с максимальными значениями эффективной мощности. Неоднородность пласта по степени литологической выдержанности значительная, по данным «СевКавНИПИнефть» коэффициент расчленённости составляет 3,7, а коэффициент литологической связанности 0,4.

По данным анализов керна  проницаемость пласта в среднем  составляет 0,014 мкм² (от 0,00114 до 0,140 мкм²), по данным ПГИ 0,011 мкм² .

Коэффициент нефтенасыщенности  определён по данным ПГИ как средневзвешенная величина по площади и принят равным 0,61.

Первоначальное пластовое давление в залежи по данным испытаний скважины №20 составляло 206 атм. К 1950 г. оно снизилось до 90 атм., а к началу 1960 г. до 46 атм. В 1976 году пластовое давление залежи Г2 составляло 40 кгс/см² или 41 атм.

Газовый фактор в начальный период разработки составлял 200 м³/т. В 1950г. он достиг 254 м³/т, в 1960г.- 360 м³/т.

Размеры залежи пласта ГЗ составляли 7 X 3,12 км, площадь по данным подсчётов запасов 1962г.- 534,7 га, «СевКавНИПИнефть» 1978г. - 573 га, этаж нефтеносности 230м. Эффективные нефтенасыщенные мощности в подсчёте запасов 1962г. были определены по 16 скважинам, в остальных пласт ГЗ был вскрыт не полностью. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной мощности было принято 6,8 м. В подсчёте запасов 1978г. с учётом новых данных по глубоким скважинам среднее значение её составило 5,2 м. В результате объём залежи был уменьшен в 1,2 раза по сравнению с утверждённым подсчётом запасов.

Коллекторские свойства пласта ГЗ изучены недостаточно, особенно в северо-западной части залежи. Пласт, в основном, представлен среднезернистым песчаником со значительным количеством пелитовой фракции. Пористость пласта определяется по данным анализов керна и материалам геофизических исследований скважин (ГИС). По данным анализов керна она изменяется в пределах 6,3-14,8%, по геофизическим данным от 10,5 до 13,7%. Коэффициент пористости по плану ГЗ, принятый в подсчёте запасов 1962г. составил 0,12, а в 1978г. -0,121.

Проницаемость песчаника по данным 5 анализов принята  равной 0,016 мкм², по данным «СевКавНИПИнефть» (одиннадцати анализам керна) она составила 0,01 мкм², по промыслово-геофизическим данным (2 определения)- 0,023 мкм². Для пласта, в основном, характерна низкая проницаемость. Зона повышенной проницаемости выделена в районе СКВ.№8.

По степени литологической неоднородности пласт ГЗ сходен с пластом Г1, коэффициент расчленённости составляет 3,06, а коэффициент литологической связанности 0,067.

Коэффициент нефтенасыщенности определён по данным ГИС, как средневзвешенная величина по площади и принят равным 0,6.

Начиная с 1939 г. в разработку залежи пласта ГЗ стали вступать скважины, расположенные на юго-западном крыле структуры. Начальные дебиты скважины были разными и составляли от 1-2 т/сут. (скважины №65, №68) до 11-12 т/сут. (скважины №80, №79), что связано с неоднородностью ёмкостных и фильтрационных свойств пласта.

Ввод в  эксплуатацию данной части залежи способствовал  росту годовой добычи нефти, которая в 1941 г., имела второй максимум 37,1 тыс.т.

1.2 Стратиграфо-тектоническая  приуроченность объектов

По типу залежь Г1 является пластовой, сводовой, частично литологически экранированной. Этаж нефтеносности составляет 396 м. Песчаник Г1 развит почти по всей площади структуры, за исключением двух участков на юго-западном крыле (на северо-западе и в центральной части). Контур выклинивания на первом участке проводится по данным скважин №№4437,150,23,8, где он представлен глинистым песчаником. Контур выклинивания на втором участке проводится с учётом разрезов скважин №№ 78,71,79,65, где пласт литологически выклинивается, и скважин №№17,92,129, где пласт представлен глинистым песчаником. Кроме того, в пределах залежи выделяются локальные участки, где пласт Г1 представлен глинистыми песчаниками, характеризующимися низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами. Это два участка на юго-западном крыле: в районе скважин №№ 12, 235 и 236 и в районе скважин 116,232, а также один участок в сводовой части структуры в районе скважин №№ 152,166. На северо-восточном крыле в поднадвиге структуры, вскрытый единичными скважинами, почти повсеместно пласт Г1 представлен глинистым песчаником (скважин №№ 73,226,245,280,225).

Песчаник Г1 залегает в кровле свиты Г и представляет собой преимущественно мелкозернистый, малопроницаемый песчаник со значительным содержанием пелитовой фракции (от 7,6 до 28%), на разных участках переходящий в глинистый песчаник или замещающийся глинами. На большей части площади мощности его изменяются в пределах от 5 до 15 м. На северо-восточном крыле складки мощность пласта больше, чем на юго-западном и иногда достигает 20 м и более. По каротажной характеристике пласт на северо-восточном крыле представляется лучшим коллектором с кажущимися удельными сопротивлениями 30-40 омм. В сводовой части, где пласт обогащен глинистым материалом, сопротивление уменьшается до 12-10 омм. На некоторых участках (скважина №85) песчаники полностью замещаются глинами. На юго-западном крыле структуры кажущиеся удельные сопротивления пласта составляют 12-23 омм, достигая 40 омм только в отдельных скважинах, расположенных восточнее, ближе к сводовой зоне.

Залежь Г2 по типу является пластовой, литологически  и тектонически экранированной. Пласт  Г2 представлен сильно глинистым  песчаником резко изменчивым по мощности в пределах площади. Водо-нефтяной контакт залежи не установлен. Этаж нефтеносности составляет около 350м. Пласт Г2 залегает ниже пласта Г1 от которого изолирован 20-25 метровой глинистой толщей и представляет собой средне- и мелкозернистый песчаник. Он менее выдержан по разрезу и площади, чем пласт Г1. Толщины его изменяются от 4 до 20м, а в ряде скважин он представлен сильно глинистым песчаником или замещается глинами. Содержание пелитовой фракции в пласте колеблется от 5,4 до 15% по данным «СевКавНИПИнефть». Кажущиеся удельные сопротивления пласта изменяются от 10 до 40 омм.

Линия выклинивания пласта в пределах юго-западного  крыла 
проведена с учётом данных по скважинам №№187, 190, 1016, 236, 82, 68, 78, 74, 79, 70, 90, 232, 233, где пласт представлен песчаниками глинистыми.

В поднадвиговой  части северо-восточного крыла структуры пласта Г2 вскрыт 10-ю скважинами, в разрезе которых представлен коллектором. При испытании пласта в скважин №№ 57,155,140,225,255 были получены притоки пластовой воды.

Песчаник  ГЗ отделён от песчаника Г2 глинистым  прослоем от 5 до 10 м мощностью. Он вскрыт большинством скважин, пробуренных на юго-западном крыле. Мощность песчаника более постоянна и в среднем равна 9-12 м, изменяясь только в отдельных скважинах от 4 до 20м. В песчаниках Г1, Г2, и ГЗ были открыты залежи нефти.

В общей сложности в свите «Г» выделено до 7 пачек песчаников. Нижние пачки песчаников по результатам испытаний и по каротажной характеристике являются водоносными.

В основании  чокракского горизонта залегает толща глин жёлто- и серо-бурых, тёмно-коричневых, песчанистых, содержащих в верхней части прослои жёлто-бурых, мелкозернистых песчаников небольшой мощности. Толща получила название нижнеглинистой «Г».

Общая мощность чокракских отложений на Избербашской площади составляет 850-950 м.

Избербашское  поднятие по миоценовым отложениям представляет собой крупную сложного строения коробчатую структуру, сложенную на поверхности сарматскими отложениями. Известняки верхнего сармата оконтуривают складку как на суше, так и в море, за исключением юго-восточной части, где она сочленяется с поднятием Инчхе-море.

Избербашская  антиклиналь имеет северо-западное простирание, размеры её составляют 22 X 6 км. Северо-западная периклиналь кулисообразно сочленяется с Ачисинской структурой. Юго-западное крыло структуры сочленяется с Каранайаульской депрессией. Юго-восточная периклиналь структуры изучена недостаточно. Предполагается, что Избербашское поднятие сочленяется со структурой Инчхе-море линейно через неглубокий синклинальный прогиб, возможно осложнённый поперечным разрывом.