Реферати українською » Промышленность, производство » Аналіз режиму роботи свердловин обладнаних УЕЦН на прикладі ВАТ "Сибнефть"


Реферат Аналіз режиму роботи свердловин обладнаних УЕЦН на прикладі ВАТ "Сибнефть"

Страница 1 из 6 | Следующая страница

Міністерство освіти і науки РТ

>Лениногорский нафтової технікум

>ДИПЛОМНАЯ РОБОТА

Тема: «Аналіз режиму роботи свердловин обладнанихУЭЦН з прикладу ВАТ «Сибнафта»»

2006


Запровадження

Нині наявне істотне зниження обсягів видобутку нафти. Це іде за рахунок багатьом причин. Основна їх – вступ родовищ в пізню стадію розробки, що характеризується підвищеноїобводненностью продукції, збільшенням кількості ремонтів свердловин і зниженнямдебитов свердловин по рідини. Тож особливу значення набуває проблема підвищення ефективності експлуатації видобувних свердловин.

Переважна більшість свердловин наМуравленковском родовищі більш 80% експлуатується із застосуванням установок заглибних відцентровихелектронасосов, а, по всій країні понад 34%.

Чинниками, впливають працюватиУЭЦН в свердловинах, є газ, вода, відкладення солей і парафіну, наявність механічних домішок в видобутої з пласта рідини. Їх можна поєднати у групу геологічних причин, оскільки своїм походженням зобов'язані умовами формування нафтової поклади.

Принципи видобутку рідини із прихопленої свердловини, такі як інтенсифікація, підтримку пластового тиску, підвищення нафтовіддачі, будучи зі свого виду технологічними прийомами, безсумнівно, впливають на геологічні чинники, ослаблюючи чи посилюючи їх. До окремої групу можна назвати причини, зумовлені конструкцією свердловини чиУЭЦН. До них належать діаметр експлуатаційних колон, кривизна свердловин, виконання вузлів і деталейУЭЦН.

Перераховані вище чинники ставляться до ускладнень, оскільки впливають порізно або, викликають погіршення техніко-економічних показників експлуатації свердловин, обладнанихУЭЦН.

Вивчення накопиченого наукового і виробничого досвіду дозволить вибрати правильні напрями для вдосконалення експлуатації установкамиелектроцентробежних насосів в ускладнених умовах.

1. Вихідні дані

1.1Орогидрография

>Муравленковское родовище розміщено біляПуровского району Ямало-Ненецького автономного округу Тюменської області, поблизу розроблюваних родовищСуторминского іУмсейского. Родовище приурочено до вододілу річокПурпе іПякупур. Уорогидрографическом відношенні район єозерно-аллювиальную рівнину, заболочену ізалесеную, порізаний мережею численних приток річокПурпе іПякупур. Абсолютні позначки рельєфу коливаються від +80 північ від до +11 Півдні над рівнем моря. Клімат району –резко-континентальний з суворої тривалої взимку і коротким влітку. Температура січня падає до -55°С, в літні місяці сягає +>37°С. У районі родовища спостерігається розвитокмноголетнемерзлих порід, покрівля яких залягає на глибинах 190-217 м. Товщина їх сягає 125-170 м.

Базовий місто родовищаМуравленко.

У промислову експлуатацію родовище введено в 1982 року за технологічної схемою розробки затвердженоїЦКР (протоколом №929 від 23.10.81).

1.2 Тектоніка

>Муравленковское нафтогазове родовище експлуатується із єдиною метою видобутку нафти ВАТ «>Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», якому видана ліцензіяСЛХ №>00712НЭ на право видобутку нафти і є з покладів пластівПК1, групи пластів БС, геологічного вивчення із наступною розробкою нових покладів в крейдових і юрських відкладеннях.

НаМуравленковском родовищі розкрито породи від юрських до четвертинних відкладень, представленіпереслаиваниемпесчано-алевритово-аргеллитовими породами. Промислованефтеносность пов'язані з піщаними відкладеннями (пластиБС10-1,БС10-2,БС11)мегионской почтуваляжинского ярусу. Товщина переважно піщаних пластівБС10-1,БС10-2,БС11 коливаються від 20 до 40 м.Глинистие розділи з-поміж них сягають від 3 до 10 м.Залегают пластиБС10-1 -БС11 на глибинах2600-2720м.

Промислова поклад газу приурочена до верхню частинусеноманских відкладень (>прикурская почет) – пластПК1, що був піщаними відкладеннями і залягаючих на глибинах 1100-1150 м.

Відповідно до тектонічної схемоюМуравленковское родовище приурочено доЯнгинскому підняття, розташованому за південній частиніТанловскогомегавала. За даними сейсморозвідки розміриЯнгитинской структури не більшесейсмоизогибси – 2975 м становлять26,8х11,5 км,альтитуда її 50 м.

1.3 Стратиграфія

>Залежь пластаБС11 є основним об'єктом розробкиМуравленковского родовища, приурочена відкладеннямнеокома.

Найвищі позначки покрівлінефтенасищенних колекторів розкрито на східному крилі поклади – 2511,3 м (>скв. 2181) і 2517,6 м (>скв. 2192). До заходу відбувається занурення, де покрівля пласта розкрило навколо оцінки – 2582,2 м (>скв.889). Пластразбурен переважно у нафтової частини поклади.Залежь пласта має великуводонефтяную зону – 35,3%, більшість якої приурочена до західного крила структури.

ВНК загалом приймається навколо оцінки 2596 м. З південного заходу на північний схід ВНК знижується з 2591 м. до 2612 м. поклад – шаровасводовая. Розміри поклади27,8х18,2 км, висота 84,7 м (таблиця 1.3.1).

>Залежь пластаБС10-1 має найскладніше будова проти іншими пластами цього родовища. Воно складається з численних ізольованих зонами заміщення лінз, які мають різний характер насичення. Коливання оцінок ВНК від 2510 м. до 2530 м.Нефтенасищенная товщина змінюється від 0 до 6,0 м, переважно близько двох м. За результатами випробування розвідувальні свердловини з пластаБС10-1 отримані притоки нафти від 1,3м3/сут до 80,5м3/сут і пластова вода з нафтою, що свідчить про слабкоїнефтенасищенности. Розміри поклади різної дуже складним конфігурації коливаються від0,7х1,5 км до7,2х18,2 км і розташовані вони на значній своїй частині родовища. Поклади –литологически екрановані. Одержання низьких приток нафти, нафти із жовтою водою, частілитологические екрани, малінефтенасищенние товщини, низькакатегорийность запасів нафти (С1 становить 61%), низька насиченість колекторів Демшевського не дозволяє виділити їх у самостійний об'єкт розробки.

>Залежь пластаБС10-2. Пласт має складне будова, представлений переважно піщаними породами зпрослоями щільних глинистих і карбонатних порід. Кількість проникнихпрослоев варіює до 5. У піщаної фракції пласт розвинений в північно-західній частині заміщується наглинисто-аревритовие різниці порід.

За матеріалами ГВС та випробування свердловин розділнефть-вода фіксується на оцінках 2484,2 метрів і 2497,2 м. На півночі він фіксується на оцінках 2490 м. На західному крилі відзначаються навколо оцінки 2500 м, Півдні ВНК проводиться загалом навколо оцінки 2490 м.Наклон ВНК з південного сходу на північний захід. Розміри поклади20,1х7,8 км висота 41 м.Залежь – шаровасводовая з частковимлитологическимекранированием.

За результатами випробування розвідувальні свердловини дебети їх за нафти коливаються від 0,4 до 74м3/сут. Зазначається погіршенняемкостно-фильтрационних властивостей пласта із півночі на південь.


Таблиця 1. Характеристика покладів нафти і єМуравленковскогом/р.

Пласт >Залежь Глибина пласта в зведенні (>абс.отм.) Позначка, м Розміри поклади, км Висота поклади, м Середня товщина, м Розміри площі, % Тип поклади
>ГВК ВНК >Нефтенасищенная >Газонасищенная >Водонефтяной зони >Газовой зони
>БС12 2575 2589 >3,4х2,5 14 2,7 63,2 >Пластово-сводовая
>БС11 2511 2596 >27,8х18,2 34,7 12,0 35,3 >Пластово-сводовая
>БС10-3 2489 2511 >3,8х2,8 22 2,6 53,0 >Пластово-сводовая
>БС10-2 1 2519 2528 >0,7х1,5 9 1,3 28,6 >Литолог. екран.
2 2508 2520 >0,7х1,3 12 1,5 46,7 >Литолог. екран
3 2479 2513 >18,2х7,2 34 2,1 43,6 >Литолог. екран
4 2504 2520 >2,0х1,8 16 1,6 100 >Литолог. екран
>БС10-1 2449 2490 >20,1х7,8 41 6,1 39,5 >Пластово-сводовая
>ПК1 1002 1039 >21,2х10,9 37 11,4 100 >Массивная

>Залежь пластаПК1.Сеноманская поклад газу розкрило на глибинах 1102,0 - 1156 м. Найвища позначка покрівлі колекторівсеномана - 1002,4 м (>скв.2118). Додатково проти попереднім підрахунком запасів поклад випробувана у трьох свердловинах, у яких отримано газ здебитами від 1100 до 2499тис.м3/сут (>скв.232Р,250Р,260Р). За своїм складом газ метановий. Для обгрунтування рівняГВК враховані результати випробування і інтерпретації по ДВС. У середньомуГВК площею прийнято навколо оцінки 1037 + 2 м. Розміри поклади21,2х 10,9 км, висота 37 м. Тип поклади - масивний. Середнягазонасищенная товщина 11,4 м.

Крім зазначених основних покладів є невеликі поклади в пластахБС12 іБС10-3, які мають промислового значення через малих розмірів, невеликихнефтенасищеннихтолщин, слабкоїнефтенасищенности. При випробуванні їх отримані незначні притоки нафти (1-3м3/сут) із жовтою водою.Вскрити ці поклади всводовой частини підняття.

1.4Коллекторские властивості продуктивних горизонтів

Основним об'єктом розробкиМуравленковского родовища є поклад пластаБС11. Пласт представлений чергуваннямпесчано-алеврадитовихразностей порід зглинистими розділами і має досить складне будова.

За даними профілів вирівнювання у межах платаБС11, має загальну товщину від 11 до 39 м можна назвати 3 зональних інтервалу відокремлювані друг від друга витриманимиглинистими розділами: верхній - завтовшки 6 - 14 м, представлений 1-2 піщанимипрослоями, характеризується високимиемкостно-фильтрационними властивостями розвинений повсюдно.

Розділ знижележащим становить 0-4 м. Середній зональний інтервал представлений досить монолітним піщанимпрослоем що становить від 0 до 20 м. Розвинений переважно у західній частині поклади, має високимиемкостно-фильтрационними властивостями (коефіцієнтпесчанистости 0,7- 0,9).

Кордон між середнім і нижнім зональними інтервалами можна вважати скорішелитологической, ніжстратиграфической, оскільки нижній зональний інтервал представлений колекторами як розчленованими по розрізу, і невитриманими площею. Характер поширеннянефтенасищенних колекторів, як у площі, і по розрізу нижнього зонального інтервалу. Їх низькіемкосто-фильтрационние характеристики (коефіцієнтпесчанистости 0,35-0,45) Демшевського не дозволяє втягнути в активну розробку й вони мають зарахувати до пасивним.

ПластБС11 має товщину від 10 до 39 метрів і зменшується із півночі на південь. У цьому напрямі зменшується і ефективна товщина.

Нагеолого-статистичеких розрізах, побудованих щодо різноманітних частин родовища, відзначається зниженняемкостно-фильтрационних властивостей від покрівлі пласта до підошві – проникності,пористости,нефтенасищенности, відносноїпесчанистости.

Середнє значення проникності по пластуБС11 поданим ДВС - 33,5мД.

ПластБС10-2 характеризується складнимлинзовидним будовою, розчленованістю проникностіпропластков. У піщаноїфации пласт розвинений південній частині родовища. На півночі практично цілком замішанийглинистимиразностями. Загальна ефективна товщина змінюється від 0 до 5 м.Локальнийлинзовидний характер поширення колекторів зумовлює складну конфігурацію поклади і коливання оцінок ВНК різними ділянках. З огляду на складне геологічне будова, високу переривчастість і розчленованість, низькінефтенасищенние товщини пластБС10-2 категорично не рекомендується і розробити самостійної сіткою свердловин і є поворотним об'єктом.

>Залежь пластаБС10-1 повністюоконтурена свердловинами,пробуренними на пластБС11. Характер поширення колекторів площею нерівномірний.Нефтенасищенние товщини змінюються від 0 до 19,8 м. Найбільші товщини присвячені північній частині поклади. Зменшення, до заміщення відбувається у напрямку. На півночі пласт представлений, зазвичай, 2-3 проникнимипропластками розділених невитриманими щільнимипропластками завтовшки 1-3 м. У напрямку, де ефективні товщини становлять 0-2 м, колектори присвячені покрівельної частини пласта. За даними ДВС було проаналізовано середньозважені значення проникності по свердловин. Відзначено, що вони теж маютьтрехвершинний характер під час розподілу. Такий характер розподілу відбиває зональність у розповсюдженні колекторів площею. Перша зона - південна - середня проникність - 4мД, друга зона - центральна – середня проникність - 13мД, третя зона - північна - середня проникність - 70мД. У в середньому у пласту вона становить 33,1мД.

Таблиця 2. Результати вивчення геологічної будови і морфологічній складності об'єктівМуравленковского родовища

Параметри >БС10-1 >БС11
захід схід південь
Товщина загальна, м 17,8 30,9 18,6 27,2
Товщина ефективна, м 7,6 19,9 12,6 13,9
Коефіцієнт розчленованості 2,5 6,9 4,9 6,6
Товщинапроницаемогопрослоя, м 2,5 3,2 2,8 2,2
Товщина непроникногопрослоя, м 5,3 1,7 1,2 2,1
Коефіцієнтпесчанистости по розрізу,дол.ед. 0,411 0,652 0,682 0,507
Коефіцієнт поширення колектора,дол.ед. 0,281 0,458 0,417 0,294
Коефіцієнт проникності,мД 0,065 0,034 0,049 0,033
Коефіцієнтпористостости,дол.ед. 0,192 0,184 0,188 0,182
Коефіцієнтнефтенасищенности,дол.ед. 0,576 0,635 0,721 0,587
Показникпослойной неоднорідності,дол.ед. 0,100 0,372 0,255 0,323
Показник зональної неоднорідності,дол.ед. 0,161 0,428 0,182 0,393
>Параметр функції впливу 0,693 0,432 0,827 0,678
>Параметр функції охоплення 0,560 0,111 0,190 0,470
>Параметр функції вертикальної зв'язку 0,0291 0,350 0,404 0,447

1.5 Фізико-хімічні властивості нафти, газу та пластової води

НаМуравленковском родовищі глибинні проби нафти відібрано з пластівБС10 (4скв.),БС11 (15скв.); поверхневі проби з пластаБС10 (14скв.), іБС11 (38скв.). Відбір і дослідження нафт проведено інститутомСибНИИНП,ЦЛГлавтюменьгеологии і службами ВАТ «>Сибнефть-ННГ».

Властивості шарових нафт наведені у таблиці 1.5.1. ПластиБС10 іБС11 за своїми фізичними властивостями близькі між собою, перебувають при підвищених шарових тисках (до 26МПа) і температурах (до84°С). Нафтанедонасищена газом тиск насичення вдвічі нижче пластового.Залежам властива закономірність зміни властивостей шарових нафт. Так тиск насичення,газосодержание, усадка нафти відсводових частин до зонводонефтяного контакту закономірно зменшуються Відповідно збільшуються щільність і в'язкість нафти.

Таблиця 3. Властивості пластовою нафтиМуравленковского родовища

Найменування Індекс пласта
>БС10 1-2 >БС11
1 2 3
1.Пластовое тиск,МПа 18,2 19,3
2.Пл. температура, °З 40 53
3. Тиск насичення,МПа 8,6 9,1
4.Газосодержание,м3/т 50 50
5. Газовий чинник при ум. сепарації,м3/т 59 54
6. Об'ємний коефіцієнт 1,10 1,12
7. Щільність нафти,кг/м3 860 855
8. Об'ємний коефіцієнт при ум. сепарації 1,152 1,130
9.Вязкость нафти,мПа*с
Страница 1 из 6 | Следующая страница

Схожі реферати:

Нові надходження

Замовлення реферату

Реклама

Навігація