Проект выбора оборудования для фонтанных скважин на месторождении Северная Трува
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН АКТЮБИНСКИЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. К. ЖУБАНОВА
Аманбаев Н.К., Балтемир Н.М., Бердибаев Ч.Р., Гриненко Ю.А., Жалтырбаев К. А., Жаппаров А. М., Жульжанова А. А., Кушербаева М. М., Қажмұқанов Е. Қ., Лекер К. Б.
Проект выбора оборудования для фонтанных скважин на месторождении Северная Трува
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Образовательная программа 6В07202 - Нефтегазовое дело
Актобе 2021
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН АКТЮБИНСКИЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. К. ЖУБАНОВА
КАФЕДРА МЕТАЛЛУРГИЯ, ГОРНОЕ И НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
Допущен к защите
Зав.кафедрой
_______________ Б.Г.Алматова
___ _____________ 20__ г.
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
на тему Проект выбора оборудования для фонтанных скважин на месторождении Северная Трува
по образовательной программе 6В07202 - Нефтегазовое дело
Выполнили: _______________АманбаевН.К. ________________Балтемир Н.М. _______________Бердибаев Ч.Р. ________________Гриненко Ю.А. _________________Жалтырбаев К. А. _________________Жаппаров А. М.
_________________ Жульжанова А. А.
_________________Кушербаева М. М.
_________________Қажмұқанов Е. Қ.
_________________Лекер К. Б.
Научный руководитель
ст.преподаватель ___________ Космбаева Г.Т.
Актобе 2021
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 Геологическая часть
1.1 Географо-экономические условия
1.2 Геолого-геофизическая изученность
1.3 Геологическая характеристика месторождения
1.4 Стратиграфия
1.5 Тектоника
1.6 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
1.7 Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды
2 Техническая часть
2.1 Оборудование фонтанных скважин
2.2 Оборудования устья фонтанных скважин
2.3 Фонтанная арматура
2.4 Выбор фонтанной арматуры
2.5 Характеристика фонда скважин
2.6Анализ эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования
3 Охрана труда и охрана окружающей среды
3.1 Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации
3.2 Охрана окружающей среды
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Месторождение Северная Трува открыто в 2006 г скважиной СТ-1. Согласно принятой в районе номенклатуре продуктивной толще был присвоен индекс КТ-1, имеющий касимовско-гжельский возраст. В августе 2006 г была установлена продуктивность нижней карбонатной пачки КТ-2 верейско-каширского возраста.
Месторождение по результатам сейсморазведочных работ и бурения скважин осложнено тектоническими нарушениями, которые делят структуру на 15 блоков в карбонатной толще КТ-II и на 10 блоков в толще КТ-I.
Целью дипломного проекта является выбор оборудования для фонтанных скважин на месторождении Северная Трува.
Задачей дипломного проекта является на основании характеристик текущего состояния разработки месторождения Северная Трува правильно подобрать фонтанную арматуру для эффективной эксплуатации скважин.
Актуальность. Северная Трува является первым крупнейшим сухопутным нефтяным месторождением, открытым в Казахстане после получения независимости, соответственно, новым и малоизученным.
Методические основы. Основой этого проекта стали результаты научных исследований авторов, изучивших геологическое строение и нефтегазоносность каменноугольных отложений востока Прикаспийской впадины. Также были использованы необходимые геолого-геофизические данные, собранные в ходе прохождения производственной и преддипломной практики.
1 Геологическая часть
1.1 Географо-экономические условия
Месторождение Северная Трува в административном отношении расположено на территории Мугалжарского района Актюбинской области Республики Казахстан (рисунок 1).
Районным центром и ближайшей железнодорожной станцией является станция Эмба.
Ближайшими нефтяными месторождениями являются Жанажол (30 км) и Кенкияк (45 км), обладающие очень развитой инфраструктурой, энергетической базой и мощным оснащением по подготовке добычи нефти и газа.
Рельеф местности представляет собой равнину. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м.
Гидрографическая сеть представлена крупными реками Эмба и Атжаксы, относящиеся к бассейну Каспийского моря. Вода реки Эмба минерализованная, и используется для технических нужд. Уровень воды в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.
Климат региона сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и очень низкой влажностью. Минимальная температура зимой достигает минус 40°С, летний максимум +43°С. Глубина промерзания почвы составляет 1,6 - 2 м. Среднегодовое количество атмосферных осадков в пределах 140 - 200 мм в год.
Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.
Растительный мир формируется за счет атмосферных осадков, что обуславливает ее характер. Основу составляют полынно-типчаковые растения. Толщина плодородного слоя в среднем 9 см.
Животный мир разнообразен: из млекопитающих обитают волки, корсаки, лисы, зайцы; из грызунов - суслики, тушканчики, полевые мыши. Из пресмыкающихся встречаются ящерицы и различные змеи, в том числе и ядовитые. Из пернатых обитают дрофы, куропатки, дикие голуби, орлы.
На территории месторождения распространены такие строительные материалы как пески, глины и щебень. Глины используются для приготовления глинистых растворов и в качестве сырья для местного строительства. Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение и используются при строительстве. Щебень имеет широкое распространение в местах развития маастрихтских отложений и обнажается на поверхности в виде маломощных прослоев - от 5 до 20 см.
1.2 Геолого-геофизическая изученность
Геологическое изучение территории восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины велось с начала ХХ века. Начиная с 1969г многократно проводилась геологическая съемка, в масштабах: 1:1000000, 1:200000, 1: 50000.
В 2004 г НИИ АО CNPC-Актобемунайгаз составлен Проект поисков и разведки залежей нефти в отложениях нижнего карбона на Контрактной территории (Южный блок), согласованный на НТС ТУ Запказнедра и Актюбинским областным территориальным управлением экологии.
В 2006 г проведены сейсмические исследования 3Д, охватывающие структуры Ащисай, Северная и Южная Трува. Проведенные работы детализировали строение крупной нефтегазоносной структуры Северная Трува. На основании полученных результатов исследований была проведена структурная интерпретация, построение карт и оценка всего района работ по мере поступления различных материалов и определены точки бурения скважин СТ-1, СТ-2.
В дальнейшем для изучения перспектив нефтегазоносности данного района, в 2007 г компания ещё раз проводила трёхмерную сейсмическую работу на площади в южной части структуры Северная Трува. В 2008 году работы 3Д были продолжены в южной части лицензионного блока.
В декабре 2007 г был выполнен Отчет по интерпретации двухмерных сейсмических материалов центрального блока восточного края Прикаспийской впадины, который обобщил данные по трёхмерным сейсмическим материалам 2006 г.
В октябре 2008 г групповой компанией выполнена Обработка 3D сейсмических данных центрального блока восточной периферии Прикаспийского бассейна Казахстана. Были построены структурные карты по целевым горизонтам KT-I, KT-II по данным глубинной миграции.
В начале 2009 г геофизическим научно-исследовательским институтом был выполнен Отчёт об обработке 3Д сейсмических материалов в центральной территории восточной части Прикаспийской впадины. В том же году на основе результатов глубинной миграции были построены структурные карты по горизонтам KT-I, KT-II.
В марте 2009 г был выполнен окончательный Отчет по интерпретации 3Д сейсмических данных центрального блока восточного края Прикаспийской впадины, который обобщил материалы сейсмических исследований 3Д 2006, 2007 и 2008 гг. на общей площади 967 км2. По полученным материалам построены структурные карты по основным отражающим поверхностям: по подошве юры, триаса, верхней перми, кунгурского яруса, ассельского яруса, а также по продуктивным горизонтам KT-I, KT-II и межкарбонатной толще (МКТ).
В июле 2009 года была выполнена переинтерпретация двух- и трёхмерных сейсмических материалов, отобранных в 2007 - 2008 гг., которая легла в основу геологической модели при выполнении оперативного отчета 2008 года.
В 2011 г выполнена работа по переинтерпретации трехмерных сейсмических материалов. Переинтерпретация сейсмики 3Д с учетом имеющихся геолого-промысловых материалов по всем пробуренным скважинам позволили провести картирование структуры Северная Трува с объединением разрозненных ранее участков (структура Ащисай) и выстроить единую геологическую модель продуктивных горизонтов, заметно отличающуюся от ранее использованной при оперативном подсчете запасов. Площадь структуры Северная Трува значительно увеличилась в юго-западном и северном направлениях.
В 2011 г ТОО НИИ Каспиймунайгаз был выполнен Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов месторождения Северная Трува по состоянию изученности на 01.06.2011 г. по данным бурения 93 скважин.
В 2014 г компанией ТОО НИИ Каспиймунайгаз было проведено объединение, анализ и пересмотр всех материалов сейсмических работ 3Д, имеющейся на всей территории разведочного блока. В результате анализа сейсмических материалов 3Д было уточнено и детализировано строение месторождения Северная Трува с учетом бурения всех 263 скважин по состоянию изученности на 02.01.2015 г. Полученные проинтерпретированные структурные построения по кровле КТ-I и КТ-II, детализированная по последним данным бурения скважин система нарушений позволили обновить и повысить достоверность и качество разработанной ранее геологической модели.
1.3 Геологическая характеристика месторождения
Месторождение Северная Трува в административном отношении расположено на территории Муголжарского района Актюбинской области Республики Казахстан (Рисунок 1).
Ближайшей железнодорожной станцией и районным центром является ст. Эмба. Ближайшими нефтяными месторождениями являются Жанажол (30км) и Кенкияк (45км), которые обладают развитой инфраструктурой, энергетической базой и мощностями по подготовке добычи нефти и газа. Нефть этих месторождений по нефтепроводу подается в магистральный нефтепровод Атырау-Орск. Нефтепромыслы указанных месторождений связаны шоссейной дорогой с асфальтовым покрытием с г.Актобе. Через северную часть площади месторождения проходит асфальтированная дорога Жанажол-Эмба-Актобе.
Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную пологими балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м. Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Вода реки Эмба минерализованная и используется для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.
Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимний минимум температуры (по данным Кожасайской метеостанции) достигает минус 40°С, летний максимум +40°С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, а самым жарким месяцем - июль. Глубина промерзания почвы составляет 1,5-1,8 м. Среднегодовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 140-200 мм в год. Период с середины ноября до середины апреля является периодом снежного покрова с толщиной снежного покрова зимой до 20-30 см. Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.
Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.
Район населен неравномерно. В экономическом отношении площадь работ представляет собой сельскохозяйственный район.
Непосредственно на территории месторождения широкое распространение получили такие строительные материалы как глины, пески, щебень и мергель. Глины могут быть использованы как для приготовления глинистых растворов, так и в качестве сырья для местного строительства.
Рисунок 1. Обзорная карта района.
Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение, главным образом, в долине реки Эмба.
Начало планомерного изучения участка работ относится к 1969г. За период 1969-1998гг были проведены сейсморазведочные работы 2Д МОВ в объеме 4000 км.
Поисково-разведочное бурение было начато в 2006 г согласно Проекту 2004 года. Первооткрывательницей месторождения Северная Трува явилась скважина СТ-1, в которой при опробовании в открытом стволе интервала 2300-2342м из отложений каменноугольного возраста в июле 2006г был получен приток нефти дебитом 59,71 м[3]сут.
На дату составления отчета на месторождении Северная Трува пробурено 93 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Во введении 96 скважин. Структурная карта месторождения Северная Трува KT-I, KT-II (Рисунок 1.2).
Рисунок 1.2. Структурная карта месторождения Северная Трува KT-I, KT-II.
1.4 Стратиграфия
На дату составления данного отчета на структуре Северная Трува пробурено 93 поисково-разведочных и опережающих добывающих скважин.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза дана на основе обобщения результатов литолого-петрографических, палинологических анализов, сейсмических исследований, каротажных данных и описания шлама на данной площади.
При стратиграфическом расчленении разреза были использованы результаты корреляции с разрезами скважин, пробуренных на соседнем хорошо изученном месторождении Жанажол, расположенном в непосредственной близости от участка работ.
Стратиграфические интервалы, пройденные в пробуренных скважинах на структуре Северная Трува, основываются на сейсмической корреляции и биостратиграфических определениях. По данным пробуренных скважин в разрезе принимают участие отложения от среднекаменноугольного возраста до четвертичных включительно.
Продуктивными являются отложения каменноугольной системы, которая представлена двумя отделами: средним и верхним. В составе среднего отдела выделяются башкирский и московский ярусы, верхнего отдела - касимовский и гжельский ярусы.
В разрезе карбона выделяются две продуктивные толщи КТ-I и КТ-II.
Сверху карбонатная толща KT-I перекрыта мощной толщей, в значительной степени сложенной терригенными породами ассельско-сакмарского ярусов и гидрохимическими осадками кунгурского яруса, образующими надежную покрышку обширной нефтяной залежи.
В пределах верхней карбонатной толщи выделяются продуктивные пачки "А" (газоконденсатно-нефтяная), "Б"(нефтяная), "В"(водоносная).
В стратиграфическом отношении верхняя карбонатная толща приурочена к отложениям гжельского и касимовского ярусов верхнего карбона и мячковского горизонта верхнемосковского подъяруса среднего карбона. Толщина КТ-I варьирует в пределах 350-500м.
Разделом между КТ-I и КТ-II является терригенная пачка подольского горизонта московского яруса, сложенная переслаиванием алевролитов, аргиллитов, реже песчаниками, гравелитами и известняками.
Стратиграфический диапазон толщи КТ-II месторождения Северная Трува охватывает отложения от башкирского горизонта среднего карбона до каширского горизонта нижнемосковского подъяруса включительно, в составе нижней продуктивной толщи выделяются пачки Гв (газоконденсатно-нефтяная), Гн (нефтяная), Дв (водоносная). Ниже приводится стратиграфия продуктивной каменноугольной толщи и описание вскрытого разреза.
Каменноугольная система - С
Вскрытые отложения каменноугольной системы представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел - С2
Отложения среднего карбона вскрыты в составе башкирского и московского ярусов.
Башкирский ярус (С2b). Литологически ярус сложен известняками, реже доломитами светло-серыми, серыми, органогенно-комковатыми, крепкими, с редкими прослоями коричневато-красных, серовато-зеленых, массивных, известковых аргиллитов.
Известняки слабодоломитизированные, буровато-серые, сероватые, светло-серые, местами серо-белые, плотные, неравномерно глинистые, кристаллические, микро- криптокристаллические, фораминиферовые, водорослевые, биокластические, детритовые, реже оолитовые, битуминозные, реже встречаются мелкокристаллические, игольчатые известняки. Максимально вскрытая толщина башкирского яруса составляет 188м по скважине СТ-34 (Таблица 1).
Таблица 1
Стратиграфия карбона и перми
Система
Отдел
Ярус (подъярус, горизонт)
Группы нефтяных пластов
Пермская (Р)
нижняя пермь (Р1)
Ассельский+сакмарский (P1a+P1s)
первая подсолевая терригенная пачка
Каменноугольная (С)
верхний карбон (С3)
Гжельский (С3g)
KT-I
А
Касимовский (С3k)
Б
средний карбон (С2)
московский (С2m)
верхний подъярус
мячковский горизонт (C2m2mc)
В
подольский горизонт (C2m2pd
вторая подсолевая терригенная пачка
нижний подъярус
каширский горизонт (C2m1k)
КТ-II
Гв
верейский горизонт (C2m1v)
Гн
башкирский (С2b)
Дв
Московский ярус (С2m). Отложения московского яруса выделяются в составе нижнего и верхнего подъярусов.
Нижнемосковский подъярус (С2m1) представлен верейским и каширским горизонтами.
Отложения верейского горизонта (С2m1 v) представлены чередованием известняков светло-серых, буровато-серых, органогенных, кристаллических, микрокристаллических, криптокристаллических, фораминиферовых, водорослевых, биокластических, детритовых, фузулинидовых, онколитовых, с прослоями буровато-серых аргиллитов, местами встречаются песчаники, некарбонатные темно-серые аргиллиты, доломиты. Реже встречаются иглокожие, оолитовые, коралловые, сферолитовые, псаммитовые, мелкокристаллические игольчатые известняки.
Толщина верейских отложений изменяется в пределах 110-141м.
Отложения каширского горизонта (С2m1k) по литологической характеристике представлены известняками: светло-серыми, буровато-серыми, кристаллическими, микрокристаллическими, водорослевыми, фораминиферовыми, биокластическими, с редкими маломощными прослоями аргиллитов и глинистых известняков.
Толщина отложений каширского горизонта колеблется в пределах 103-116м.
Верхнемосковский подъярус (С2m2) представлен подольским и мячковским горизонтами.
Разделом между КТ-I и КТ-II является терригенная пачка подольского горизонта московского яруса, сложенная переслаиванием алевролитов, аргиллитов, реже песчаниками, гравелитами и известняками и служит покрышкой для нефтегазовых залежей КТ-II.
Подольский горизонт (С2m2hd), в свою очередь, подразделяется на две толщи: нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную. Терригенная толща, которая составляет основу межкарбонатной толщи (МКТ) представлена чередованием светло-серых, серых глинистых известняков, кристаллических, микрокристаллических, неглинистых, местами буро-серых, криптокристаллических, биокластических, онколитовых, сферолитовых известняков и песчаников средне, мелко, крупнозернистых, фельдшпатовых, детритовых, известковых. В известняках иногда встречаются мелкие стиллолиты, заполненные черным органическим веществом, в изломе - мелкие доломиты; светло- серыми, темно-серыми неравномерно глинистыми карбонатными алевролитами, в нижней части в глинистых алевролитах местами встречаются кварцевые гальки; серыми, темно-серыми, разной карбонатности, неравномерно алевритистыми аргиллитами.
Карбонатная часть разреза подольского горизонта представлена преимущественно известняками буровато-серыми, светло-серыми, микрокристаллическими биокластическими, сферолитовых, оолитовыми, глинистыми, местами встречаются буровато-серые, известковистые аргиллиты.
Толщина подольского горизонта составляет от 388 до 495м.
Мячковский горизонт (С2m2mc), входящий в состав верхнемосковского подъяруса, представлен преимущественно чередованием известняков светло-серых, буровато-серых, органогенно-обломочных, глинистых, микрокристаллических, биокластических, сферолитовых, доломитов серых, тонко - скрытокристаллических, с редкими прослоями известковых аргиллитов.
Толщина мячковского горизонта достигает до 190м.
Верхний отдел - С3
В составе верхнего карбона выделяются касимовский и гжельский ярусы.
Касимовский ярус С3к в литологическом отношении на большей части представлен преимущественно буровато-серыми известняками, доломитовыми известняками, с чередованием с буро-красными аргиллитами.
Толщина касимовского горизонта достигает до 93м.
Гжельский ярус С3g состоит из двух частей. Нижняя часть в отложениях распространения сульфатных и карбонатных пород имеет строение, аналогичное нижележащему ярусу. Отличительной ее особенностью является широкое развитие органогенных известняков, на 65-85% состоящих из обломков фауны и водорослей.
Надкарбонатная часть разреза представлена терригенной пачкой пород гжельского яруса, состоящей из чередования глин, алевролитов, песчаников, аргиллитов, гравеллитов. Толщина гжельского яруса изменяется от 30 до 96м.
Пермская система - Р
Вскрытая часть палеозоя представлена осадками нижнего и верхнего отделов пермской системы.
Нижний отдел - Р1
Породы нижней перми присутствуют в объеме ассельско- сакмарско- артинского и кунгурского ярусов, которые трансгрессивно перекрывают различные стратиграфические уровни каменноугольных отложений.
Ассельско-сакмарско-артинский ярусы - Р1a-s-ar
В литологическом отношении разрез сложен чередованием темно-серых, зеленоватых, серых, сильно известковистых, средней твердости, бокситовых аргиллитов и серых, буровато-серых, глинистых, неплотных, разнозернистых, микрокристаллических известняков, местами встречаются серые, темно-серые, известковые аргиллиты, серые, рыхлые, с глинистой цементацией алевролиты, темно-серые сланцы с прослоями галек и серых, зеленоватых бокситовых аргиллитов, с единичными прослоями конгломерата серого, сильно известковых аргиллитов и серых, микрокристаллических мергелей. Толщина отложений составляет от 434 до 762м.
Вышележащие отложения в данном проекте не рассматривались, как непродуктивные.
1.5 Тектоника
В тектоническом отношении структура Северная Трува приурочена к восточной прибортовой части Прикаспийской впадины, отделенной от Уральской складчатой системы Ащисайским и Сакмаро-Кокпектинским разломами.
Главным геоструктурным элементом в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины является Жаркамысско-Темирский свод, входящий в состав Актюбинско-Астраханской системы поднятий. Характерной особенностью геологического развития региона в докунгурское время являлось длительное некомпенсированное опускание территории, вызванное, вначале, развитием Уральской геосинклинальной области, а позже в верхнем палеозое - формированием Уральской складчатой системы. Осадочный чехол региона можно разделить на три структурных этажа: надсолевой, межсолевой и подсолевой.
Надсолевой комплекс представлен преимущественно терригенными отложениями максимальной толщиной до 3 км. Подсолевой комплекс сложен морскими карбонатными и терригенные породами. По геофизическим материалам толщина комплекса в бортовых зонах впадины составляет 3-4 км, в её центре достигает 10-13 км.
Повсеместно в разрезе подсолевых осадочных образований по региону прослеживаются три сейсмических горизонта соответствующих: П1- кровле подсолевых отложений, П2 - различным стратиграфическим уровням в каменноугольных отложениях и П3- условно относимый к поверхности раздела верхнедевонского и более древнего комплексов.
По горизонту П3, приуроченному к низам осадочной толщи наблюдается общая моноклиналь, которая разделяется на четыре ступени в зависимости от глубины залегания: Жанажольскую (5,5 - 5,0км), Кенкиякскую (6,0 - 6,5км), Коздысайскую (6,5-7км), Шубаркудукскую (7,0 - 7,5км). Ширина ступеней колеблется от 10-15км до 50км. Жанажольская ступень, к которой приурочен район работ, характеризуется развитием мощных карбонатных массивов пород, осложненных локальными брахиантиклинальными поднятиями (рис.4).
Модель месторождения основывалась на результатах интерпретации трехмерных сейсмических материалов, отобранных в 2007-2008гг, Даганским филиалом института при геофизической компании Восток и данных бурения 55 скважин. По этим данным структура Северная Трува по кровле карбонатных толщ КТ-I и КТ-II представляла собой пологую широкую брахиантиклиналь северо-восточного простирания, ограниченную с юго-востока региональным разломом F. Площадь структуры Северная Трува значительно увеличивается в юго-западном и северном направлениях. Тектоническая схема подсолевых отложений Восточной части Прикаспийской впадины (Рисунок 2).
Рисунок 2. Тектоническая схема подсолевых отложений Восточной части Прикаспийской впадины
1.6 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Потенциал продуктивного горизонта зависит от литологического состава породы, эффективной мощности пласта, коллекторских свойств (объёма порового пространства), степени нефте- и (или) газонасыщения, величины вязкости флюида и термобарических условий, а также от способов и интенсивности физико-химических методов воздействия на пласт при разработке месторождения с целью повышения его нефте- и (или) газоотдачи. Продуктивный горизонт является основным объектом подсчёта запасов нефти и газа. На месторождении Северная Трува пористость вычисляется путем построения кроссплотов по данным литолого-плотностного каротажа, компенсированного нейтронного каротажа, акустического каротажа определяется общая пористость, эффективная пористость выделенных пластов-коллекторов.
Верхняя карбонатная толща КТ-I, с которой связана газоконденсатнонефтяная залежь, в стратиграфическом отношении приурочена к отложениям касимовско-гжельского возраста и находится в интервале абсолютных глубин -2095 - 2510м. Толща сложена известняками, доломитами и известково-доломитовыми разностями карбонатных пород, с прослойками терригенных, преимущественно аргиллитовых пород. Нижняя карбонатная толща КТ-II, содержащая газонефтеконденсатную залежь, приурочена к отложениям верейско-каширского возраста в интервале абсолютных глубин -2843 - 3021м и литологически представлена преимущественно известняками с прослоями зеленовато-серых аргиллитов и доломитов.
Общая средняя толщина КТ-I составляет 466м, КТ-II - 320м, а толщина МКТ достигает 415 метров.
Карбонатный массив представляет собой резервуар со сложным характером распределения коллекторов по площади и разрезу, особенно это касается нижней продуктивной толщи КТ-II.
Коллекторы горизонта КТ-I порово-каверновые с средней пористостью 15,19% и проницаемостью 34,02 мД. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура.
Коллекторы горизонта КТ-II трещинно-кавернозно-порового типа, с средней пористостью и проницаемостью 12% и 56,6 мД, соответственно.
1.7 Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды
Класс нефти.
Диапазон изменений содержания серы колеблется от 0.00 до 0.88 мас.% в КТ-I и от 0.01 до 1.46 мас.% в КТ-II. Средние значения составляют 0.56 мас.% и 0.74 мас.%, соответственно. По средним значениям, нефти толщ КТ-I и КТ-II классифицируются как малосернистые и сернистые и принадлежат первому и второму классам. По сравнению с пересчетом запасов 2010 г. средняя величина содержания серы в толще КТ-I увеличилась на 0.13 мас.%, а в толще КТ-II на 0.04 мас. %.
Тип нефти.
Величины плотности поверхностной нефти в толще КТ-I располагаются в диапазоне от 807.0 до 849.0 кгм[3], а в толще КТ-II - от 801.1 до 899.0 кгм[3], при близких средних значениях 825.8 кгм3 и 833.9 кгм[3], и относятся к особо легким нефтям и классифицируются как особо легкие (тип 0). Для подсчета запасов плотность нефти может приниматься по двум вариантам: 1) стандартная сепарация по моделям Oil(24) на уровне 829.6 - 832.8 кгм[3], 2) ступенчатая сепарация по промысловым данным по моделям G+O(8) на уровне 818.4 - 821.3 кгм[3] , соответственно для горизонтов КТ-I и КТ-II.
Группа нефти определялась на основании трех параметров - содержания воды, хлористых солей и механических примесей в пробах. При этом, согласно указаниям ГОСТ, если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому - к группе с большим номером, то нефть классифицируется группой с большим номером. По среднему значению нефть толщи KT-I относится к третьей группе: с содержанием хлористых солей - 209.2 мгдм[3], - воды - 1.04 мас.%, - механических примесей не выше нормы. Нефти толщи КТ-II условно относятся к третьей группе: с содержанием хлористых солей - 641.7 мгдм[3], - воды - 2.00 мас.% (выше нормы) - механических примесей в норме. При этом в общей массе анализов фиксируются пробы, принадлежащие к первой, второй и третьей группам. По ряду проб зафиксированы аномальные содержания солей (до 3426 мгдм[3]) и воды (8.8 мас.%), которые не укладываются в рамки стандарта классификации.
Вид нефти.
Значения содержаний сероводорода и метил-, этилмеркаптанов в нефти очень разноречивы. В представленном объёме исследований присутствуют пробы как с низкими содержаниями, относящимися к первому виду, так и образцы с очень высокими значениями, не укладывающимися в рамки стандарта. По средним значениям содержание метил-, этилмеркаптанов составляет более 100 ppm, и следовательно, в целом вид нефти не классифицируется.
Содержание парафинов в рассматриваемых нефтях варьирует от 1.67 до 5.20 мас.% в толще КТ-I и от 1.93 до 4.10 мас.% в толще КТ-II, при средних значениях 2.84 и 2.60 мас.%, соответственно. По сравнению с пересчетом запасов 2010 г средняя величина содержания парафинов в толще КТ-I понизилась на 0.30 мас.%, а в толще КТ-II увеличилась на 0.15 мас.%.
Состав и свойства нефтерастворенного газа.
Составы газа рассчитаны по моделям пластовых флюидов Oil по стандартной и ступенчатой сепарациям. Данные по компонентному составу и свойствам суммарных газов представлены в табл. 5.5. По технической классификации газовые фазы пластовых флюидов является горючими и характеризуется низшей теплотворной способностью на уровне 40601 - 52034 кДжм[3]. Содержание меркаптанов в нефтерастворенном газе определялось только по двум компонентам: метилмеркаптан и этилмеркаптан. Согласно лабораторным данным по пробам, отобранным на АГЗУ в процессе текущей эксплуатации разведочного блока НГДУ "ОН", замеренные величины метил-этилмеркаптанов составляют 0.163 и 0.115 гм[3] для толщ КТ-I и КТ- II, соответственно.
Пластовый газ.
Cогласно лабораторному замеру пластовый газ глубинной пробы из скв. СТ-I имеет давление начала конденсации (Pd) - 33.13 МПа. Однако значение начального пластового давления на середину интервала перфорации составляет меньшую величину - 31.43 МПа. Следовательно, замеренное содержание С5+ в этой пробе (358 гм[3]) можно рассматривать только как максимальное значение. Замеры и расчеты, проведенные специалистами КМГ показали, что содержание С5+ в пластовом газе в горизонте KT-I находится на уровне 180 гм[3], а в горизонте KT-II - 304 гм[3].
Стабильный конденсат. Физико-химический анализ сделан по четырем пробам конденсата. В дополнение к этому, принят к рассмотрению жидкий флюид, отвечающий характеристике конденсата из скважины, в которой вскрыта совместно газовая и нефтяная части разреза.
Содержание серы в конденсатах по средним значениям составляет 0.45 и 0.30 мас.%, соответственно для KT-I и KT-II. По содержанию серы конденсаты классифицируются как малосернистые, принадлежат первому классу. Плотность конденсата по средним значениям поверхностных проб варьирует от 723.3 до 762.8 кгм3 в горизонте KT-I и от 710.0 до 780 кгм3 в горизонте KT-II. Конденсат по нефтяной классификации относится к типу 0 особо легкие нефти. По значениям содержания воды, хлористых солей и механических примесей конденсаты относятся к первой группе. Средние величины содержания сероводорода и метил- этилмеркаптанов составляют более 100 ppm, и следовательно, в целом вид нефти не классифицируется. По КР СТ 1347-2005 (ГОСТ Р 51858-2002, МОД) конденсаты обозначаются: 1.0.1.-. Содержание парафинов в конденсатах по средним значениям составляет 0.01 и 1.06 мас.%, соответственно для KT-I и KT-II.
Состав и свойства сухого газа. Составы газа рассчитаны по моделям пластовых флюидов Gas. По технической классификации газовые фазы пластовых флюидов является горючими и характеризуется низшей теплотворной способностью на уровне 39037 - 39359 кДжм[3]. Содержание меркаптанов в нефтерастворенном газе не определялось.
2. Техническая часть
2.1 Оборудование фонтанных скважин
Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по 8 схемам для различных условий эксплуатаций. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:
1) рабочему давлению (7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа);
2) схеме исполнения (восемь схем);
3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);
4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);
5) размерам проходного сечения по стволу 50-150 мм и боковым отводам (50-100 мм).
Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорным и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между ними и обсадной эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника, либо крестовину (крестовая арматура). Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме (тройниковая или крестовая), числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией, подающей продукцию на групповую замерную установку.
Манифольды монтируют в зависимости от местных условий в технологии эксплуатации.
К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.
Неполадки при работе фонтанных скважин
Неполадки в работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также с различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств.
В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить осложнения, например:
- при уменьшении устьевого давления Р2 и одновременном повышении затрубного давления Рзагр - отложения парафина и солей в НКТ;
- при уменьшении давлений Р2 и Рзагр - образование песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ;
- при уменьшении давления Р2 и увеличение дебита Q - разъедание штуцера.
Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважины автомобильными кранами, а также при помощи талевого механизма, лебедки или подъемника.
Основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта. Конструктивные схемы лифтов замещения. Классификация и принцип действия газлифтных клапанов. Правила эксплуатации оборудования и техника безопасности
Способ предназначен для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин за счет оптимального подбора скважинного оборудования и выбора характеристик и параметров газлифтной компоновки.
От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка па отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.
Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт). Методика отличается принципами выбора переходного давления и величины сброса давления газа для закрытия вышележащих клапанов, учетом изменения параметров скважины в процессе ее запуска и эксплуатации.
Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как: диаметр насосно-компрессорных труб (НKT), глубины установки мандрелей, типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла), установочные давления клапанов на стенде, технологических режимов работы скважины.
В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования. Предъявляемые к газлифтной установке: максимизировать дебит скважины. Обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа, увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа, повысить гибкость регулирования режима работы скважины, повысить надежность работы газлифтных клапанов. регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины.
Еще одним преимуществом методики является диапазонный ввод исходных данных (минимум, максимум), позволяющий даже в условиях неполной информации и при изменении параметров эксплуатации обеспечит!) с заданной надежностью достижение различных критериев оптимизации.
С целью повышения эффективности процесса запуска скважин, увеличения точки ввода газа, снижения пульсации, предупреждения прорыва газа через башмак, а также для более точного выбора оптимального технологического режима разработаны способ проектирования и установка для эксплуатации скважин. Их отличительной особенностью является то, что регулируется не только расход инжектируемого в подъемник газа, но и расход добываемой продукции, поступающей в подъемник через специальное устройство.
Этот способ особенно эффективно использовать при разработке месторождений с газовой шапкой или подгазовой зоной пласта около добывающих скважин, например при эксплуатации залежи в режиме растворенного газа, а также на скважинах с возможным образованием водяных конусов.
Таким образом, ориентация при проведении инженерных расчетов на диапазоны значений вместо конкретных величин исходных для расчета данных позволяет минимизировать риск принятия ошибочных решений.
Возможность задавать несколько критериев оптимальности с различными весами позволяет повысить эффективность работы газлифтной скважины.
На рисунке для газлифтной скважины № 699, эксплуатируемой с забойным давлением приводящим к прорыву из пласта свободного газа, показаны две характеристические кривые: первая - с очень узким диапазоном максимального режима, при использовании традиционной методики проектирования газлифтных установок; вторая - с пологим участком максимальных дебитов, при использовании предлагаемого способа подбора внутрискважинного оборудования.
Данный способ позволяет повысить эффективность запуска, обеспечить надежный вывод на оптимальный режим и последующее его поддерживание при изменяющихся условиях эксплуатации, значительно снизить пульсации технологического режима, увеличить точку ввода газа при ограниченном числе мандрелей.
Широкое распространение данный способ нашел прежде всего на малодебитных газлифтных скважинах Самотлорского и Ван - Еганского месторождениях. Эффект заключается в увеличении добычи нефти и в снижении ее себестоимости. Промысловые испытания показывают, что использование методики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %.
Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт).
От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка на отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.
Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как:
· диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ);
· глубины установки мандрелей;
· типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла);
· установочные давления клапанов на стенде;
· технологических режим работы скважины
В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования, предъявляемые к газлифтной установке:
· максимизировать дебит скважины;
· обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа;
· увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа;
· повысить гибкость регулирования режима работы скважины;
· повысить надежность работы газлифтных клапанов;
· регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины.
Промысловые испытания показывают, что использование методики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %.
2.2 Оборудования устья фонтанных скважин
Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают прочную стальную фонтанную арматуру.
Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижки или краны). Между фланцами для уплотнения укладывается металлическое кольцо овального сечения (рис.1), сделанное из специальной малоуглеродистой стали. Кольцо вставляется в канавки на фланцах, и фланцы стягивают болтами.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки. Трубная головка служит для подвески подъемных труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка предназначена для направления газожидкостной ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Аманбаев Н.К., Балтемир Н.М., Бердибаев Ч.Р., Гриненко Ю.А., Жалтырбаев К. А., Жаппаров А. М., Жульжанова А. А., Кушербаева М. М., Қажмұқанов Е. Қ., Лекер К. Б.
Проект выбора оборудования для фонтанных скважин на месторождении Северная Трува
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Образовательная программа 6В07202 - Нефтегазовое дело
Актобе 2021
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН АКТЮБИНСКИЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. К. ЖУБАНОВА
КАФЕДРА МЕТАЛЛУРГИЯ, ГОРНОЕ И НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
Допущен к защите
Зав.кафедрой
_______________ Б.Г.Алматова
___ _____________ 20__ г.
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
на тему Проект выбора оборудования для фонтанных скважин на месторождении Северная Трува
по образовательной программе 6В07202 - Нефтегазовое дело
Выполнили: _______________АманбаевН.К. ________________Балтемир Н.М. _______________Бердибаев Ч.Р. ________________Гриненко Ю.А. _________________Жалтырбаев К. А. _________________Жаппаров А. М.
_________________ Жульжанова А. А.
_________________Кушербаева М. М.
_________________Қажмұқанов Е. Қ.
_________________Лекер К. Б.
Научный руководитель
ст.преподаватель ___________ Космбаева Г.Т.
Актобе 2021
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 Геологическая часть
1.1 Географо-экономические условия
1.2 Геолого-геофизическая изученность
1.3 Геологическая характеристика месторождения
1.4 Стратиграфия
1.5 Тектоника
1.6 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
1.7 Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды
2 Техническая часть
2.1 Оборудование фонтанных скважин
2.2 Оборудования устья фонтанных скважин
2.3 Фонтанная арматура
2.4 Выбор фонтанной арматуры
2.5 Характеристика фонда скважин
2.6Анализ эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования
3 Охрана труда и охрана окружающей среды
3.1 Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации
3.2 Охрана окружающей среды
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Месторождение Северная Трува открыто в 2006 г скважиной СТ-1. Согласно принятой в районе номенклатуре продуктивной толще был присвоен индекс КТ-1, имеющий касимовско-гжельский возраст. В августе 2006 г была установлена продуктивность нижней карбонатной пачки КТ-2 верейско-каширского возраста.
Месторождение по результатам сейсморазведочных работ и бурения скважин осложнено тектоническими нарушениями, которые делят структуру на 15 блоков в карбонатной толще КТ-II и на 10 блоков в толще КТ-I.
Целью дипломного проекта является выбор оборудования для фонтанных скважин на месторождении Северная Трува.
Задачей дипломного проекта является на основании характеристик текущего состояния разработки месторождения Северная Трува правильно подобрать фонтанную арматуру для эффективной эксплуатации скважин.
Актуальность. Северная Трува является первым крупнейшим сухопутным нефтяным месторождением, открытым в Казахстане после получения независимости, соответственно, новым и малоизученным.
Методические основы. Основой этого проекта стали результаты научных исследований авторов, изучивших геологическое строение и нефтегазоносность каменноугольных отложений востока Прикаспийской впадины. Также были использованы необходимые геолого-геофизические данные, собранные в ходе прохождения производственной и преддипломной практики.
1 Геологическая часть
1.1 Географо-экономические условия
Месторождение Северная Трува в административном отношении расположено на территории Мугалжарского района Актюбинской области Республики Казахстан (рисунок 1).
Районным центром и ближайшей железнодорожной станцией является станция Эмба.
Ближайшими нефтяными месторождениями являются Жанажол (30 км) и Кенкияк (45 км), обладающие очень развитой инфраструктурой, энергетической базой и мощным оснащением по подготовке добычи нефти и газа.
Рельеф местности представляет собой равнину. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м.
Гидрографическая сеть представлена крупными реками Эмба и Атжаксы, относящиеся к бассейну Каспийского моря. Вода реки Эмба минерализованная, и используется для технических нужд. Уровень воды в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.
Климат региона сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и очень низкой влажностью. Минимальная температура зимой достигает минус 40°С, летний максимум +43°С. Глубина промерзания почвы составляет 1,6 - 2 м. Среднегодовое количество атмосферных осадков в пределах 140 - 200 мм в год.
Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.
Растительный мир формируется за счет атмосферных осадков, что обуславливает ее характер. Основу составляют полынно-типчаковые растения. Толщина плодородного слоя в среднем 9 см.
Животный мир разнообразен: из млекопитающих обитают волки, корсаки, лисы, зайцы; из грызунов - суслики, тушканчики, полевые мыши. Из пресмыкающихся встречаются ящерицы и различные змеи, в том числе и ядовитые. Из пернатых обитают дрофы, куропатки, дикие голуби, орлы.
На территории месторождения распространены такие строительные материалы как пески, глины и щебень. Глины используются для приготовления глинистых растворов и в качестве сырья для местного строительства. Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение и используются при строительстве. Щебень имеет широкое распространение в местах развития маастрихтских отложений и обнажается на поверхности в виде маломощных прослоев - от 5 до 20 см.
1.2 Геолого-геофизическая изученность
Геологическое изучение территории восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины велось с начала ХХ века. Начиная с 1969г многократно проводилась геологическая съемка, в масштабах: 1:1000000, 1:200000, 1: 50000.
В 2004 г НИИ АО CNPC-Актобемунайгаз составлен Проект поисков и разведки залежей нефти в отложениях нижнего карбона на Контрактной территории (Южный блок), согласованный на НТС ТУ Запказнедра и Актюбинским областным территориальным управлением экологии.
В 2006 г проведены сейсмические исследования 3Д, охватывающие структуры Ащисай, Северная и Южная Трува. Проведенные работы детализировали строение крупной нефтегазоносной структуры Северная Трува. На основании полученных результатов исследований была проведена структурная интерпретация, построение карт и оценка всего района работ по мере поступления различных материалов и определены точки бурения скважин СТ-1, СТ-2.
В дальнейшем для изучения перспектив нефтегазоносности данного района, в 2007 г компания ещё раз проводила трёхмерную сейсмическую работу на площади в южной части структуры Северная Трува. В 2008 году работы 3Д были продолжены в южной части лицензионного блока.
В декабре 2007 г был выполнен Отчет по интерпретации двухмерных сейсмических материалов центрального блока восточного края Прикаспийской впадины, который обобщил данные по трёхмерным сейсмическим материалам 2006 г.
В октябре 2008 г групповой компанией выполнена Обработка 3D сейсмических данных центрального блока восточной периферии Прикаспийского бассейна Казахстана. Были построены структурные карты по целевым горизонтам KT-I, KT-II по данным глубинной миграции.
В начале 2009 г геофизическим научно-исследовательским институтом был выполнен Отчёт об обработке 3Д сейсмических материалов в центральной территории восточной части Прикаспийской впадины. В том же году на основе результатов глубинной миграции были построены структурные карты по горизонтам KT-I, KT-II.
В марте 2009 г был выполнен окончательный Отчет по интерпретации 3Д сейсмических данных центрального блока восточного края Прикаспийской впадины, который обобщил материалы сейсмических исследований 3Д 2006, 2007 и 2008 гг. на общей площади 967 км2. По полученным материалам построены структурные карты по основным отражающим поверхностям: по подошве юры, триаса, верхней перми, кунгурского яруса, ассельского яруса, а также по продуктивным горизонтам KT-I, KT-II и межкарбонатной толще (МКТ).
В июле 2009 года была выполнена переинтерпретация двух- и трёхмерных сейсмических материалов, отобранных в 2007 - 2008 гг., которая легла в основу геологической модели при выполнении оперативного отчета 2008 года.
В 2011 г выполнена работа по переинтерпретации трехмерных сейсмических материалов. Переинтерпретация сейсмики 3Д с учетом имеющихся геолого-промысловых материалов по всем пробуренным скважинам позволили провести картирование структуры Северная Трува с объединением разрозненных ранее участков (структура Ащисай) и выстроить единую геологическую модель продуктивных горизонтов, заметно отличающуюся от ранее использованной при оперативном подсчете запасов. Площадь структуры Северная Трува значительно увеличилась в юго-западном и северном направлениях.
В 2011 г ТОО НИИ Каспиймунайгаз был выполнен Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов месторождения Северная Трува по состоянию изученности на 01.06.2011 г. по данным бурения 93 скважин.
В 2014 г компанией ТОО НИИ Каспиймунайгаз было проведено объединение, анализ и пересмотр всех материалов сейсмических работ 3Д, имеющейся на всей территории разведочного блока. В результате анализа сейсмических материалов 3Д было уточнено и детализировано строение месторождения Северная Трува с учетом бурения всех 263 скважин по состоянию изученности на 02.01.2015 г. Полученные проинтерпретированные структурные построения по кровле КТ-I и КТ-II, детализированная по последним данным бурения скважин система нарушений позволили обновить и повысить достоверность и качество разработанной ранее геологической модели.
1.3 Геологическая характеристика месторождения
Месторождение Северная Трува в административном отношении расположено на территории Муголжарского района Актюбинской области Республики Казахстан (Рисунок 1).
Ближайшей железнодорожной станцией и районным центром является ст. Эмба. Ближайшими нефтяными месторождениями являются Жанажол (30км) и Кенкияк (45км), которые обладают развитой инфраструктурой, энергетической базой и мощностями по подготовке добычи нефти и газа. Нефть этих месторождений по нефтепроводу подается в магистральный нефтепровод Атырау-Орск. Нефтепромыслы указанных месторождений связаны шоссейной дорогой с асфальтовым покрытием с г.Актобе. Через северную часть площади месторождения проходит асфальтированная дорога Жанажол-Эмба-Актобе.
Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную пологими балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м. Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Вода реки Эмба минерализованная и используется для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.
Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимний минимум температуры (по данным Кожасайской метеостанции) достигает минус 40°С, летний максимум +40°С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, а самым жарким месяцем - июль. Глубина промерзания почвы составляет 1,5-1,8 м. Среднегодовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 140-200 мм в год. Период с середины ноября до середины апреля является периодом снежного покрова с толщиной снежного покрова зимой до 20-30 см. Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.
Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.
Район населен неравномерно. В экономическом отношении площадь работ представляет собой сельскохозяйственный район.
Непосредственно на территории месторождения широкое распространение получили такие строительные материалы как глины, пески, щебень и мергель. Глины могут быть использованы как для приготовления глинистых растворов, так и в качестве сырья для местного строительства.
Рисунок 1. Обзорная карта района.
Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение, главным образом, в долине реки Эмба.
Начало планомерного изучения участка работ относится к 1969г. За период 1969-1998гг были проведены сейсморазведочные работы 2Д МОВ в объеме 4000 км.
Поисково-разведочное бурение было начато в 2006 г согласно Проекту 2004 года. Первооткрывательницей месторождения Северная Трува явилась скважина СТ-1, в которой при опробовании в открытом стволе интервала 2300-2342м из отложений каменноугольного возраста в июле 2006г был получен приток нефти дебитом 59,71 м[3]сут.
На дату составления отчета на месторождении Северная Трува пробурено 93 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Во введении 96 скважин. Структурная карта месторождения Северная Трува KT-I, KT-II (Рисунок 1.2).
Рисунок 1.2. Структурная карта месторождения Северная Трува KT-I, KT-II.
1.4 Стратиграфия
На дату составления данного отчета на структуре Северная Трува пробурено 93 поисково-разведочных и опережающих добывающих скважин.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза дана на основе обобщения результатов литолого-петрографических, палинологических анализов, сейсмических исследований, каротажных данных и описания шлама на данной площади.
При стратиграфическом расчленении разреза были использованы результаты корреляции с разрезами скважин, пробуренных на соседнем хорошо изученном месторождении Жанажол, расположенном в непосредственной близости от участка работ.
Стратиграфические интервалы, пройденные в пробуренных скважинах на структуре Северная Трува, основываются на сейсмической корреляции и биостратиграфических определениях. По данным пробуренных скважин в разрезе принимают участие отложения от среднекаменноугольного возраста до четвертичных включительно.
Продуктивными являются отложения каменноугольной системы, которая представлена двумя отделами: средним и верхним. В составе среднего отдела выделяются башкирский и московский ярусы, верхнего отдела - касимовский и гжельский ярусы.
В разрезе карбона выделяются две продуктивные толщи КТ-I и КТ-II.
Сверху карбонатная толща KT-I перекрыта мощной толщей, в значительной степени сложенной терригенными породами ассельско-сакмарского ярусов и гидрохимическими осадками кунгурского яруса, образующими надежную покрышку обширной нефтяной залежи.
В пределах верхней карбонатной толщи выделяются продуктивные пачки "А" (газоконденсатно-нефтяная), "Б"(нефтяная), "В"(водоносная).
В стратиграфическом отношении верхняя карбонатная толща приурочена к отложениям гжельского и касимовского ярусов верхнего карбона и мячковского горизонта верхнемосковского подъяруса среднего карбона. Толщина КТ-I варьирует в пределах 350-500м.
Разделом между КТ-I и КТ-II является терригенная пачка подольского горизонта московского яруса, сложенная переслаиванием алевролитов, аргиллитов, реже песчаниками, гравелитами и известняками.
Стратиграфический диапазон толщи КТ-II месторождения Северная Трува охватывает отложения от башкирского горизонта среднего карбона до каширского горизонта нижнемосковского подъяруса включительно, в составе нижней продуктивной толщи выделяются пачки Гв (газоконденсатно-нефтяная), Гн (нефтяная), Дв (водоносная). Ниже приводится стратиграфия продуктивной каменноугольной толщи и описание вскрытого разреза.
Каменноугольная система - С
Вскрытые отложения каменноугольной системы представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел - С2
Отложения среднего карбона вскрыты в составе башкирского и московского ярусов.
Башкирский ярус (С2b). Литологически ярус сложен известняками, реже доломитами светло-серыми, серыми, органогенно-комковатыми, крепкими, с редкими прослоями коричневато-красных, серовато-зеленых, массивных, известковых аргиллитов.
Известняки слабодоломитизированные, буровато-серые, сероватые, светло-серые, местами серо-белые, плотные, неравномерно глинистые, кристаллические, микро- криптокристаллические, фораминиферовые, водорослевые, биокластические, детритовые, реже оолитовые, битуминозные, реже встречаются мелкокристаллические, игольчатые известняки. Максимально вскрытая толщина башкирского яруса составляет 188м по скважине СТ-34 (Таблица 1).
Таблица 1
Стратиграфия карбона и перми
Система
Отдел
Ярус (подъярус, горизонт)
Группы нефтяных пластов
Пермская (Р)
нижняя пермь (Р1)
Ассельский+сакмарский (P1a+P1s)
первая подсолевая терригенная пачка
Каменноугольная (С)
верхний карбон (С3)
Гжельский (С3g)
KT-I
А
Касимовский (С3k)
Б
средний карбон (С2)
московский (С2m)
верхний подъярус
мячковский горизонт (C2m2mc)
В
подольский горизонт (C2m2pd
вторая подсолевая терригенная пачка
нижний подъярус
каширский горизонт (C2m1k)
КТ-II
Гв
верейский горизонт (C2m1v)
Гн
башкирский (С2b)
Дв
Московский ярус (С2m). Отложения московского яруса выделяются в составе нижнего и верхнего подъярусов.
Нижнемосковский подъярус (С2m1) представлен верейским и каширским горизонтами.
Отложения верейского горизонта (С2m1 v) представлены чередованием известняков светло-серых, буровато-серых, органогенных, кристаллических, микрокристаллических, криптокристаллических, фораминиферовых, водорослевых, биокластических, детритовых, фузулинидовых, онколитовых, с прослоями буровато-серых аргиллитов, местами встречаются песчаники, некарбонатные темно-серые аргиллиты, доломиты. Реже встречаются иглокожие, оолитовые, коралловые, сферолитовые, псаммитовые, мелкокристаллические игольчатые известняки.
Толщина верейских отложений изменяется в пределах 110-141м.
Отложения каширского горизонта (С2m1k) по литологической характеристике представлены известняками: светло-серыми, буровато-серыми, кристаллическими, микрокристаллическими, водорослевыми, фораминиферовыми, биокластическими, с редкими маломощными прослоями аргиллитов и глинистых известняков.
Толщина отложений каширского горизонта колеблется в пределах 103-116м.
Верхнемосковский подъярус (С2m2) представлен подольским и мячковским горизонтами.
Разделом между КТ-I и КТ-II является терригенная пачка подольского горизонта московского яруса, сложенная переслаиванием алевролитов, аргиллитов, реже песчаниками, гравелитами и известняками и служит покрышкой для нефтегазовых залежей КТ-II.
Подольский горизонт (С2m2hd), в свою очередь, подразделяется на две толщи: нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную. Терригенная толща, которая составляет основу межкарбонатной толщи (МКТ) представлена чередованием светло-серых, серых глинистых известняков, кристаллических, микрокристаллических, неглинистых, местами буро-серых, криптокристаллических, биокластических, онколитовых, сферолитовых известняков и песчаников средне, мелко, крупнозернистых, фельдшпатовых, детритовых, известковых. В известняках иногда встречаются мелкие стиллолиты, заполненные черным органическим веществом, в изломе - мелкие доломиты; светло- серыми, темно-серыми неравномерно глинистыми карбонатными алевролитами, в нижней части в глинистых алевролитах местами встречаются кварцевые гальки; серыми, темно-серыми, разной карбонатности, неравномерно алевритистыми аргиллитами.
Карбонатная часть разреза подольского горизонта представлена преимущественно известняками буровато-серыми, светло-серыми, микрокристаллическими биокластическими, сферолитовых, оолитовыми, глинистыми, местами встречаются буровато-серые, известковистые аргиллиты.
Толщина подольского горизонта составляет от 388 до 495м.
Мячковский горизонт (С2m2mc), входящий в состав верхнемосковского подъяруса, представлен преимущественно чередованием известняков светло-серых, буровато-серых, органогенно-обломочных, глинистых, микрокристаллических, биокластических, сферолитовых, доломитов серых, тонко - скрытокристаллических, с редкими прослоями известковых аргиллитов.
Толщина мячковского горизонта достигает до 190м.
Верхний отдел - С3
В составе верхнего карбона выделяются касимовский и гжельский ярусы.
Касимовский ярус С3к в литологическом отношении на большей части представлен преимущественно буровато-серыми известняками, доломитовыми известняками, с чередованием с буро-красными аргиллитами.
Толщина касимовского горизонта достигает до 93м.
Гжельский ярус С3g состоит из двух частей. Нижняя часть в отложениях распространения сульфатных и карбонатных пород имеет строение, аналогичное нижележащему ярусу. Отличительной ее особенностью является широкое развитие органогенных известняков, на 65-85% состоящих из обломков фауны и водорослей.
Надкарбонатная часть разреза представлена терригенной пачкой пород гжельского яруса, состоящей из чередования глин, алевролитов, песчаников, аргиллитов, гравеллитов. Толщина гжельского яруса изменяется от 30 до 96м.
Пермская система - Р
Вскрытая часть палеозоя представлена осадками нижнего и верхнего отделов пермской системы.
Нижний отдел - Р1
Породы нижней перми присутствуют в объеме ассельско- сакмарско- артинского и кунгурского ярусов, которые трансгрессивно перекрывают различные стратиграфические уровни каменноугольных отложений.
Ассельско-сакмарско-артинский ярусы - Р1a-s-ar
В литологическом отношении разрез сложен чередованием темно-серых, зеленоватых, серых, сильно известковистых, средней твердости, бокситовых аргиллитов и серых, буровато-серых, глинистых, неплотных, разнозернистых, микрокристаллических известняков, местами встречаются серые, темно-серые, известковые аргиллиты, серые, рыхлые, с глинистой цементацией алевролиты, темно-серые сланцы с прослоями галек и серых, зеленоватых бокситовых аргиллитов, с единичными прослоями конгломерата серого, сильно известковых аргиллитов и серых, микрокристаллических мергелей. Толщина отложений составляет от 434 до 762м.
Вышележащие отложения в данном проекте не рассматривались, как непродуктивные.
1.5 Тектоника
В тектоническом отношении структура Северная Трува приурочена к восточной прибортовой части Прикаспийской впадины, отделенной от Уральской складчатой системы Ащисайским и Сакмаро-Кокпектинским разломами.
Главным геоструктурным элементом в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины является Жаркамысско-Темирский свод, входящий в состав Актюбинско-Астраханской системы поднятий. Характерной особенностью геологического развития региона в докунгурское время являлось длительное некомпенсированное опускание территории, вызванное, вначале, развитием Уральской геосинклинальной области, а позже в верхнем палеозое - формированием Уральской складчатой системы. Осадочный чехол региона можно разделить на три структурных этажа: надсолевой, межсолевой и подсолевой.
Надсолевой комплекс представлен преимущественно терригенными отложениями максимальной толщиной до 3 км. Подсолевой комплекс сложен морскими карбонатными и терригенные породами. По геофизическим материалам толщина комплекса в бортовых зонах впадины составляет 3-4 км, в её центре достигает 10-13 км.
Повсеместно в разрезе подсолевых осадочных образований по региону прослеживаются три сейсмических горизонта соответствующих: П1- кровле подсолевых отложений, П2 - различным стратиграфическим уровням в каменноугольных отложениях и П3- условно относимый к поверхности раздела верхнедевонского и более древнего комплексов.
По горизонту П3, приуроченному к низам осадочной толщи наблюдается общая моноклиналь, которая разделяется на четыре ступени в зависимости от глубины залегания: Жанажольскую (5,5 - 5,0км), Кенкиякскую (6,0 - 6,5км), Коздысайскую (6,5-7км), Шубаркудукскую (7,0 - 7,5км). Ширина ступеней колеблется от 10-15км до 50км. Жанажольская ступень, к которой приурочен район работ, характеризуется развитием мощных карбонатных массивов пород, осложненных локальными брахиантиклинальными поднятиями (рис.4).
Модель месторождения основывалась на результатах интерпретации трехмерных сейсмических материалов, отобранных в 2007-2008гг, Даганским филиалом института при геофизической компании Восток и данных бурения 55 скважин. По этим данным структура Северная Трува по кровле карбонатных толщ КТ-I и КТ-II представляла собой пологую широкую брахиантиклиналь северо-восточного простирания, ограниченную с юго-востока региональным разломом F. Площадь структуры Северная Трува значительно увеличивается в юго-западном и северном направлениях. Тектоническая схема подсолевых отложений Восточной части Прикаспийской впадины (Рисунок 2).
Рисунок 2. Тектоническая схема подсолевых отложений Восточной части Прикаспийской впадины
1.6 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Потенциал продуктивного горизонта зависит от литологического состава породы, эффективной мощности пласта, коллекторских свойств (объёма порового пространства), степени нефте- и (или) газонасыщения, величины вязкости флюида и термобарических условий, а также от способов и интенсивности физико-химических методов воздействия на пласт при разработке месторождения с целью повышения его нефте- и (или) газоотдачи. Продуктивный горизонт является основным объектом подсчёта запасов нефти и газа. На месторождении Северная Трува пористость вычисляется путем построения кроссплотов по данным литолого-плотностного каротажа, компенсированного нейтронного каротажа, акустического каротажа определяется общая пористость, эффективная пористость выделенных пластов-коллекторов.
Верхняя карбонатная толща КТ-I, с которой связана газоконденсатнонефтяная залежь, в стратиграфическом отношении приурочена к отложениям касимовско-гжельского возраста и находится в интервале абсолютных глубин -2095 - 2510м. Толща сложена известняками, доломитами и известково-доломитовыми разностями карбонатных пород, с прослойками терригенных, преимущественно аргиллитовых пород. Нижняя карбонатная толща КТ-II, содержащая газонефтеконденсатную залежь, приурочена к отложениям верейско-каширского возраста в интервале абсолютных глубин -2843 - 3021м и литологически представлена преимущественно известняками с прослоями зеленовато-серых аргиллитов и доломитов.
Общая средняя толщина КТ-I составляет 466м, КТ-II - 320м, а толщина МКТ достигает 415 метров.
Карбонатный массив представляет собой резервуар со сложным характером распределения коллекторов по площади и разрезу, особенно это касается нижней продуктивной толщи КТ-II.
Коллекторы горизонта КТ-I порово-каверновые с средней пористостью 15,19% и проницаемостью 34,02 мД. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура.
Коллекторы горизонта КТ-II трещинно-кавернозно-порового типа, с средней пористостью и проницаемостью 12% и 56,6 мД, соответственно.
1.7 Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды
Класс нефти.
Диапазон изменений содержания серы колеблется от 0.00 до 0.88 мас.% в КТ-I и от 0.01 до 1.46 мас.% в КТ-II. Средние значения составляют 0.56 мас.% и 0.74 мас.%, соответственно. По средним значениям, нефти толщ КТ-I и КТ-II классифицируются как малосернистые и сернистые и принадлежат первому и второму классам. По сравнению с пересчетом запасов 2010 г. средняя величина содержания серы в толще КТ-I увеличилась на 0.13 мас.%, а в толще КТ-II на 0.04 мас. %.
Тип нефти.
Величины плотности поверхностной нефти в толще КТ-I располагаются в диапазоне от 807.0 до 849.0 кгм[3], а в толще КТ-II - от 801.1 до 899.0 кгм[3], при близких средних значениях 825.8 кгм3 и 833.9 кгм[3], и относятся к особо легким нефтям и классифицируются как особо легкие (тип 0). Для подсчета запасов плотность нефти может приниматься по двум вариантам: 1) стандартная сепарация по моделям Oil(24) на уровне 829.6 - 832.8 кгм[3], 2) ступенчатая сепарация по промысловым данным по моделям G+O(8) на уровне 818.4 - 821.3 кгм[3] , соответственно для горизонтов КТ-I и КТ-II.
Группа нефти определялась на основании трех параметров - содержания воды, хлористых солей и механических примесей в пробах. При этом, согласно указаниям ГОСТ, если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому - к группе с большим номером, то нефть классифицируется группой с большим номером. По среднему значению нефть толщи KT-I относится к третьей группе: с содержанием хлористых солей - 209.2 мгдм[3], - воды - 1.04 мас.%, - механических примесей не выше нормы. Нефти толщи КТ-II условно относятся к третьей группе: с содержанием хлористых солей - 641.7 мгдм[3], - воды - 2.00 мас.% (выше нормы) - механических примесей в норме. При этом в общей массе анализов фиксируются пробы, принадлежащие к первой, второй и третьей группам. По ряду проб зафиксированы аномальные содержания солей (до 3426 мгдм[3]) и воды (8.8 мас.%), которые не укладываются в рамки стандарта классификации.
Вид нефти.
Значения содержаний сероводорода и метил-, этилмеркаптанов в нефти очень разноречивы. В представленном объёме исследований присутствуют пробы как с низкими содержаниями, относящимися к первому виду, так и образцы с очень высокими значениями, не укладывающимися в рамки стандарта. По средним значениям содержание метил-, этилмеркаптанов составляет более 100 ppm, и следовательно, в целом вид нефти не классифицируется.
Содержание парафинов в рассматриваемых нефтях варьирует от 1.67 до 5.20 мас.% в толще КТ-I и от 1.93 до 4.10 мас.% в толще КТ-II, при средних значениях 2.84 и 2.60 мас.%, соответственно. По сравнению с пересчетом запасов 2010 г средняя величина содержания парафинов в толще КТ-I понизилась на 0.30 мас.%, а в толще КТ-II увеличилась на 0.15 мас.%.
Состав и свойства нефтерастворенного газа.
Составы газа рассчитаны по моделям пластовых флюидов Oil по стандартной и ступенчатой сепарациям. Данные по компонентному составу и свойствам суммарных газов представлены в табл. 5.5. По технической классификации газовые фазы пластовых флюидов является горючими и характеризуется низшей теплотворной способностью на уровне 40601 - 52034 кДжм[3]. Содержание меркаптанов в нефтерастворенном газе определялось только по двум компонентам: метилмеркаптан и этилмеркаптан. Согласно лабораторным данным по пробам, отобранным на АГЗУ в процессе текущей эксплуатации разведочного блока НГДУ "ОН", замеренные величины метил-этилмеркаптанов составляют 0.163 и 0.115 гм[3] для толщ КТ-I и КТ- II, соответственно.
Пластовый газ.
Cогласно лабораторному замеру пластовый газ глубинной пробы из скв. СТ-I имеет давление начала конденсации (Pd) - 33.13 МПа. Однако значение начального пластового давления на середину интервала перфорации составляет меньшую величину - 31.43 МПа. Следовательно, замеренное содержание С5+ в этой пробе (358 гм[3]) можно рассматривать только как максимальное значение. Замеры и расчеты, проведенные специалистами КМГ показали, что содержание С5+ в пластовом газе в горизонте KT-I находится на уровне 180 гм[3], а в горизонте KT-II - 304 гм[3].
Стабильный конденсат. Физико-химический анализ сделан по четырем пробам конденсата. В дополнение к этому, принят к рассмотрению жидкий флюид, отвечающий характеристике конденсата из скважины, в которой вскрыта совместно газовая и нефтяная части разреза.
Содержание серы в конденсатах по средним значениям составляет 0.45 и 0.30 мас.%, соответственно для KT-I и KT-II. По содержанию серы конденсаты классифицируются как малосернистые, принадлежат первому классу. Плотность конденсата по средним значениям поверхностных проб варьирует от 723.3 до 762.8 кгм3 в горизонте KT-I и от 710.0 до 780 кгм3 в горизонте KT-II. Конденсат по нефтяной классификации относится к типу 0 особо легкие нефти. По значениям содержания воды, хлористых солей и механических примесей конденсаты относятся к первой группе. Средние величины содержания сероводорода и метил- этилмеркаптанов составляют более 100 ppm, и следовательно, в целом вид нефти не классифицируется. По КР СТ 1347-2005 (ГОСТ Р 51858-2002, МОД) конденсаты обозначаются: 1.0.1.-. Содержание парафинов в конденсатах по средним значениям составляет 0.01 и 1.06 мас.%, соответственно для KT-I и KT-II.
Состав и свойства сухого газа. Составы газа рассчитаны по моделям пластовых флюидов Gas. По технической классификации газовые фазы пластовых флюидов является горючими и характеризуется низшей теплотворной способностью на уровне 39037 - 39359 кДжм[3]. Содержание меркаптанов в нефтерастворенном газе не определялось.
2. Техническая часть
2.1 Оборудование фонтанных скважин
Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по 8 схемам для различных условий эксплуатаций. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:
1) рабочему давлению (7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа);
2) схеме исполнения (восемь схем);
3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);
4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);
5) размерам проходного сечения по стволу 50-150 мм и боковым отводам (50-100 мм).
Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорным и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между ними и обсадной эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника, либо крестовину (крестовая арматура). Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме (тройниковая или крестовая), числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией, подающей продукцию на групповую замерную установку.
Манифольды монтируют в зависимости от местных условий в технологии эксплуатации.
К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.
Неполадки при работе фонтанных скважин
Неполадки в работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также с различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств.
В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить осложнения, например:
- при уменьшении устьевого давления Р2 и одновременном повышении затрубного давления Рзагр - отложения парафина и солей в НКТ;
- при уменьшении давлений Р2 и Рзагр - образование песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ;
- при уменьшении давления Р2 и увеличение дебита Q - разъедание штуцера.
Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважины автомобильными кранами, а также при помощи талевого механизма, лебедки или подъемника.
Основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта. Конструктивные схемы лифтов замещения. Классификация и принцип действия газлифтных клапанов. Правила эксплуатации оборудования и техника безопасности
Способ предназначен для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин за счет оптимального подбора скважинного оборудования и выбора характеристик и параметров газлифтной компоновки.
От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка па отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.
Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт). Методика отличается принципами выбора переходного давления и величины сброса давления газа для закрытия вышележащих клапанов, учетом изменения параметров скважины в процессе ее запуска и эксплуатации.
Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как: диаметр насосно-компрессорных труб (НKT), глубины установки мандрелей, типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла), установочные давления клапанов на стенде, технологических режимов работы скважины.
В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования. Предъявляемые к газлифтной установке: максимизировать дебит скважины. Обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа, увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа, повысить гибкость регулирования режима работы скважины, повысить надежность работы газлифтных клапанов. регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины.
Еще одним преимуществом методики является диапазонный ввод исходных данных (минимум, максимум), позволяющий даже в условиях неполной информации и при изменении параметров эксплуатации обеспечит!) с заданной надежностью достижение различных критериев оптимизации.
С целью повышения эффективности процесса запуска скважин, увеличения точки ввода газа, снижения пульсации, предупреждения прорыва газа через башмак, а также для более точного выбора оптимального технологического режима разработаны способ проектирования и установка для эксплуатации скважин. Их отличительной особенностью является то, что регулируется не только расход инжектируемого в подъемник газа, но и расход добываемой продукции, поступающей в подъемник через специальное устройство.
Этот способ особенно эффективно использовать при разработке месторождений с газовой шапкой или подгазовой зоной пласта около добывающих скважин, например при эксплуатации залежи в режиме растворенного газа, а также на скважинах с возможным образованием водяных конусов.
Таким образом, ориентация при проведении инженерных расчетов на диапазоны значений вместо конкретных величин исходных для расчета данных позволяет минимизировать риск принятия ошибочных решений.
Возможность задавать несколько критериев оптимальности с различными весами позволяет повысить эффективность работы газлифтной скважины.
На рисунке для газлифтной скважины № 699, эксплуатируемой с забойным давлением приводящим к прорыву из пласта свободного газа, показаны две характеристические кривые: первая - с очень узким диапазоном максимального режима, при использовании традиционной методики проектирования газлифтных установок; вторая - с пологим участком максимальных дебитов, при использовании предлагаемого способа подбора внутрискважинного оборудования.
Данный способ позволяет повысить эффективность запуска, обеспечить надежный вывод на оптимальный режим и последующее его поддерживание при изменяющихся условиях эксплуатации, значительно снизить пульсации технологического режима, увеличить точку ввода газа при ограниченном числе мандрелей.
Широкое распространение данный способ нашел прежде всего на малодебитных газлифтных скважинах Самотлорского и Ван - Еганского месторождениях. Эффект заключается в увеличении добычи нефти и в снижении ее себестоимости. Промысловые испытания показывают, что использование методики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %.
Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт).
От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка на отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.
Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как:
· диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ);
· глубины установки мандрелей;
· типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла);
· установочные давления клапанов на стенде;
· технологических режим работы скважины
В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования, предъявляемые к газлифтной установке:
· максимизировать дебит скважины;
· обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа;
· увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа;
· повысить гибкость регулирования режима работы скважины;
· повысить надежность работы газлифтных клапанов;
· регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины.
Промысловые испытания показывают, что использование методики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %.
2.2 Оборудования устья фонтанных скважин
Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают прочную стальную фонтанную арматуру.
Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижки или краны). Между фланцами для уплотнения укладывается металлическое кольцо овального сечения (рис.1), сделанное из специальной малоуглеродистой стали. Кольцо вставляется в канавки на фланцах, и фланцы стягивают болтами.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки. Трубная головка служит для подвески подъемных труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка предназначена для направления газожидкостной ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
