Геологическое проектирование месторождения Каракудук

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 30 страниц
В избранное:

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Природно.климатическая характеристика района
1.3 Краткая характеристика месторождения
1.4 Литолого.стратиграфическая характеристика отложений
1.5 Нефтегазоносность
1.6 Водоносность 1.7 Свойства и состав нефти, газа и воды
2 ТЕХНИКО.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Анализ состояния фонда скважин 2.2 Технологическая схема сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтяного газа
2.3 Фонтанная эксплуатация скважин. Оборудование фонтанных скважин
2.4 Осложнения при фонтанной эксплуатации. Рекомендация по улучшению состояния эксплуатации.
2.5 Расчет минимального забойного давления фонтанирования

ВВЕДЕНИЕ
Сегодня Казахстан относится к государствам, обладающим стратегическими запасами углеводородов, которые оказывают влияние на формирование мирового рынка энергоресурсов. Республика занимает 13 место в мире по разведанным извлекаемым запасам нефти и газового конденсата, 15-по запасам природного газа и 26 по уровню добычи углеводородного сырья. Прогнозные запасы составляют 12 миллиардов тонн нефти и конденсата и около 3 трлн. м[3] газа. К 2010 году планируется довести добычу нефти до 70 миллионов тонн, что позволит занять одну из ключевых позиций среди производителей и экспортеров на евразийском пространстве. К настоящему времени в Казахстане образована мощная сырьевая база, добыча нефти ведется на западе и на юге страны, работают три нефтегазоперерабатывающих завода.
Развитие нефтяной промышленности зависит от многих факторов и, прежде всего, от её ресурсной базы. При современном уровне научно-технического прогресса из пластов извлекается в среднем лишь 35 - 40 % геологических запасов нефти. Следовательно, большая часть "черного золота" остается в недрах земли.
Современный нефтяной промысел представляет собой сложный комплекс технических сооружений и коммуникаций, предназначенных для добычи, сбора, подготовки продукции скважин и транспорта ее к потребителю.
Предпринята попытка проведения оценки экономической эффективности отложения дополнительного капитала в разработку данной территории с целью утилизации газа, что позволит более эффективно использовать природные ресурсы с наименьшим нанесением вреда окружающей среде.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Каракудук расположено в Мангистауской области республики Казахстан, в 365 км к северо-востоку от города Актау. Ближайшими населенными пунктами являются поселок Сай-Утес (в 60км к юго-западу.) и г. Бейнеу (в 125км к северо-востоку.) Климат района резко континентальный с сильными колебаниями дневной и сезонной температур. Температура воздуха колеблется от минус 26°С зимой до плюс 41°С летом. Среднегодовая температура - плюс 15°С. Атмосферные осадки приходятся в основном на осенне-зимний период и не превышают 185 мм. в год. Среднегодовое снегонакопление составляет 300 мм. Среднегодовое значение скорости ветра- 7мсек. Глубина промерзания грунта- 1,00 м. Местность в районе месторождения имеет довольно ровный, слегка холмистый рельеф. Высота над уровнем моря колеблется в интервале 158-188м. Почвы в районе месторождения относятся к категории серовато-бурых, серовато - желтовато-бурых и характеризуются как соленые и щелочные.

1.2 Природно-климатическая характеристика района

Примерно в 10 км к северу от месторождения Каракудук находится Каспийское море. Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных и суточных температур. Зима умеренно холодная, малоснежная, преимущественно с пасмурной погодой. Температура воздуха днем обычно от - 4°С до -6°С, ночью понижается от -12°С до -17°С (минимальная -34°С). Осадки выпадают почти все в виде снега, но устойчивый снежный покров не образуется. Лето сухое и жаркое, преимущественно в виде кратковременных ливней. Относительная влажность воздуха 30%-40%. Ветры в течение года преимущественно восточные и северо-восточные. Весной и летом ветровая деятельность ослабевает, и направление ветра меняется на западное. Скорость ветра преимущественно от 4мсек до 10мсек. Зимой часто дуют сильные северо-восточные ветры, со скоростью до 15мсек, которые усиливают зимнюю стужу и затрудняют передвижение по местности. Ниже приведены климатические данные района работ.

Таблица 1
Климатические данные
Среднегодовая температура воздуха
+15°С;
Абсолютный минимум температуры
-34°С;
Абсолютный максимум температуры
43°С;
Среднегодовая скорость ветра
мсек;
Скорость ветра, возможная 1 раз в 5лет
24 мсек;
Скорость ветра, возможная 1 раз в 10лет
26 мсек;
Скорость ветра, возможная 1 раз в 15лет
28 мсек;
Среднегодовое количество осадков
140 мм;
Район по гололеду
11;
Нормативная толщина стенки гололеда с
повторяемостью 1 раз в 10лет
10 м;
Нормативная глубина промерзания:
для суглинков
для супесей

1,07 м;
1,03 м;

Грунты повсеместно засолены, загипсованы и характеризуются высокой коррозийной активностью по отношению к железу. Грунты покровного комплекса в значительной степени облессованы. Отдельные фации литифицированных пород (мергель, мел) при замачивании размягчаются, приобретая свойства глин.
Грунтовые воды на площади работ бурением не вскрыты.

1.3 Краткая характеристика месторождения

На площади Каракудук в результате поискового и разведочного бурения вскрыты отложения триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем. Разрез представлен типичными для Северо-Устюркского региона песчанно-глинистыми и карбонатными породами.
В тектоническом плане структура Каракудук расположена в пределах Северо-Устюртско-Бузачинской системы прогибов и поднятий, осложняющей северо-западную часть Туранской плиты. Согласно тектоническому районированию юрско-палеогенового этажа Мангышлака и Устюрта Каракудукское поднятие приурочено к Арыстановской ступени, осложняющей Култукско-Ирдалинскую моноклиналь. По данным опробования горизонтов был выделен ряд сбросов, разбивающих поднятие на три блока. Ю-I горизонт продуктивен во всех блоках, Ю-II продуктивен в 1 и во 2 блоках, остальные только во 2.
С учетом особенностей геологического строения продуктивных горизонтов, количество сосредоточенных в них запасов, емкостно-фильтрационной характеристики пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов выделено 2 объекта разработки:
1) Ю-I и Ю- II горизонты;
2) Ю-VIII + IX.
Разбуривание месторождения осуществляется от центра к периферии. В зонах совмещения соседних объектов скважины бурятся до нижнего нефтеносного пласта
1.4 Литолого-стратиграфическая характеристика отложений

На площади Каракудук в результате поискового и разведочного бурения вскрыты отложения триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем. Степень изученности этих отложений различна. Наиболее полно керновый материал и палеонтологические определения представлены по юрским породам, которые и являются продуктивными.
Разрез представлен типичными для Северо-Устюртского региона песчано-глинистыми и карбонатными породами. Ниже приведена краткая литологическая характеристика вскрытых скважинами отложений.
Триасовая система представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин и аргиллитов. Цвет пород бурый, серый, темно-серый, коричневый, буровато-коричневый, зеленовато-серый. Вскрытая мощность отложений составляет 156 м.
Юрская система. Нижний отдел представлен переслаиванием темно-серых с зеленоватым оттенком глин, серых, светло-серых песчаников и алевролитов. Толщина нижнеюрских отложений составляет 83м.
Средний отдел сложен переслаивающимися между собой песчаниками, алевролитами и глинами с разной степенью цементации и зернистости. Цвет пород, в основном, серый, темно-серый. Толщина отложений составляет 547-776м.
Верхний отдел представлен известняками, мергелями, глинами, также отмечается чередование песчаников, алевролитов, глин. В нижней части преобладают глинистые отложения, в верхней - карбонатные. Толщина верхнеюрских отложений изменяется от 290 до 346м.
Меловая система представлена двумя отделами нижним и верхним. Нижний отдел представлен переслаиванием алевролитов серых, глин серых, почти черных, реже красновато-бурых и зеленоватых, также песчаников светло-серых и серых. Нижняя часть отдела сложена органогенно-обломочными известняками, доломитами и мергелями. Толщина нижнемеловых отложений колеблется в пределах 1210-1342м.
Нижняя часть верхнего отдела характеризуется чередованием глин, алевролитов и песчаников. Верхняя часть представлена чистой разностью мела, карбонатными глинами, мергелями, белыми известняками. Толщина верхнемеловых отложений 506-550м.
Палеогеновая система сложена известняками белыми, мергелями зеленовато-серыми, глинами розовыми, алевролитами. Толщина отложений составляет 498-524м.
Неогеновая система представлена карбонатно-глинистыми породами, известняками- ракушниками. Толщина отложений равна 50-70м.
Четвертичная система сложена суглинками, супесями, песками разнозернистыми, глинами, конгломератами. Толщина отложений 10-15м.
1.5 Нефтегазоносность

На месторождении Каракудук по итогам детальной пластовой корреляции и интерпретации результатов геофизических исследований, а также результатов опробования в разрезе месторождения выявлено 9 номенклатурных горизонтов , 7 из которых оказались продуктивными. Горизонты Ю-I и Ю-II стратиграфически приурочены к келловейскому ярусу верхней юры, Ю-IV, Ю-V - к батскому ярусу, Ю-VI, Ю-VIII, Ю-IX- к байосскому ярусу средней юры.
Коллектора продуктивных горизонтов представлены мелко-среднезернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент пород поровый, контактно-поровый, реже пленочно-поровый. Состав цемента полиминеральный. Преобладает глинистое вещество хлористо-гидрослюдисто-каолинитовог о состава. Коллектора обладают низкими фильтрационными свойствами, что обусловлено уплотнением пород-коллекторов юрской толщи и значительным содержанием в породе глинистых веществ.
Как указывалось выше, по данным опробования продуктивных горизонтов условно был выделен ряд сбросов, разбивающих поднятие на три блока. Горизонт Ю- I продуктивен во всех трех блоках, Ю-II- в I и во II блоках, а продуктивность остальных горизонтов установлена только в пределах II-го блока. Ниже приводится краткая характеристика продуктивных горизонтов.
Ю-I горизонт. Горизонт коррелируется достаточно четко по всей площади и практически выдержан по толщине. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 6.0 м до 13.2 м. Литологически горизонт сложен песчано-алевролитовыми породами. Горизонт опробован в 13 скважинах. Как уже отмечалось, доказана промышленная продуктивность горизонта во всех трех блоках, основные запасы находятся во II блоке.
ВНК для I блока принят на абсолютной отметке -2429.2 м, соответствующей подошве продуктивного по геофизическим исследованиям пласта коллектора. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Высота залежи 34.5м, площадь нефтеносности 15218 тыс. кв. м.
ВНК для II блока принят по наиболее низкой отметке продуктивного пласта, до которой получена нефть без воды (-2450.7м). Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Высота залежи 72.6м, площадь нефтеносности 21512 тыс. кв. м.
ВНК для III блока принят по результатам интерпретации геофизических исследований и данных опробования 2-х скважин на абсолютной отметке 2407.3 м. Залежь пластовая, сводовая, тектонически-экранированная. Высота залежи - 19.7 м, площадь нефтеносности - 4657 тыс. кв. м.
Ю-II горизонт состоит из двух пластов - А и Б. Продуктивным является пласт А в I и II блоках.
Продуктивность пласта А в I блоке установлена в районе скважин №4, 8. ВНК залежи А в I блоке в районе 1-ой скважины принят по подошве опробованного пласта в этой скважине на отметке - 2479.7 м. Залежь пластовая, сводовая тектонически и лито логически экранированная. Высота залежи - 2.8 м , площади нефтеносности - 1866 тыс. кв. м. В районе 2-ой скважины ВНК принят на отметке -2436.5м по подошве опробованного продуктивного пласта. Залежь пластовая, сводовая тектонически и лито логически экранированная. Высота залежи равна 1.2м, а площадь нефтеносности -988 тыс. кв. м.
ВНК в блоке II- принят по подошве опробованного продуктивного пласта в одной из действующих скважин на абсолютной отметке -2461.7м. Залежь пластовая, сводовая, литологически и тектонически-экранированная.
Высота залежи составляет 45.6м, а площадь нефтеносности равна 5356 тыс.кв. м.
Ю-IV горизонт состоит из двух пластов А и Б, сложенных песчаными коллекторами. Продуктивными являются оба пласта, во II блоке.
Пласт А продуктивен в двух скважинах. ВНК принят по подошве опробованного нефтяного пласта в одной из скважин на абсолютной отметке -2526.2м. Залежьпластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота залежи -16.5 м, площадь нефтеносности -1588 тыс м[2].
Коллектор пласта Б в районе 3-х скважин замещается непроницаемыми породами. ВНК четко отбивается по данным ГИС на абсолютной отметке -2539.4 м, что в свою очередь согласуется с результатами опробования. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота залежи составляет 14.7 м, площадь нефтеносности равна 1501 тыс.м[2].
Ю-V горизонт сложен песчаным пластом. В районе действующей скважины коллектор замещается непроницаемыми породами. Горизонт опробован в семи скважинах. Продуктивность установлена только во II блоке. ВНК по данным промысловой геофизики уверенно отбивается на абсолютной отметке -2594.4м, что согласуется с результатами опробования. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота залежи равна 35.1м, площадь нефтеносности равна 6175 тыс. кв. м.
Ю-VI горизонт представлен двумя пластами А и Б, из которых нефтенасыщенным является пласт А. Пласт А, расчленяясь в разрезе ряда скважин, образует мощный пласт на одной из действующих скважин, где и получен фонтанный приток нефти. ВНК принят по подошве опробованного пласта в этой скважине на абсолютной отметке -2634.4м. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота залежи составляет 23.8м, а площадь нефтеносности -1625 тыс. кв. м.
Ю-VIII горизонт испытан в пяти скважинах. Продуктивность горизонта установлена только в скважинах II-го блока двух из пяти скважин. ВНК принят по подошве опробованного продуктивного пласта на отметке -2966м. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота залежи -36.5м, площадь нефтеносности -2863 тыс. кв. м.
Ю-IX горизонт продуктивен во втором блоке. Вероятно, залежь имеет распространение в районе только этой скважины, так как в других скважинах наблюдается замещение коллектора горизонта непроницаемыми породами. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота залежи -24.6м, площадь нефтеносности равна -3844 тыс. кв. м.

1.6 Водоносность

Питание и разгрузка пластовых подземных вод, приуроченных к палеогеновым, меловым и юрским комплексам, залегающих под неогеновым покровом и развитых повсеместно, происходит сложно. Прежде всего, они получают питание за отчет инфильтрации атмосферных осадков, выпадающих в толщу водовмещающих отложений, распространенных на площадях выхода их на поверхность. Модуль подземного питания достигает 0,1-0,15 лсек с 1 мм[2] или 3- 5 ммгод, что суммарно дает метеорное питание в объеме до 4-5 м3- год или 125-150 лсек.
Одним из важных источников питания являются элилионные воды, образованные за счет уплотнения преимущественно глинистых пород и вытеснения из них седиментационные воды. В интервале глубин 2-3 км пористость уменьшается на 10 % от общего объема породы, что вызывает вытеснение больших количеств воды из толщи. Большая часть воды идет на выходящую фильтрацию. Этот процесс наиболее активен в глубоких депрессиях Северного Устюрта.

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ состояния фонда скважин

В период проведения на месторождении Каракудук разведочных работ (1966 -1995) пробурена 21 скважина: в т.ч. 17 поисковых и 4 разведочные.
В пробуренных скважинах опробовано 89 объектов, из них нефть получена в 21 объекте, вода - в 39 объектах, приток нефти с пластовой водой - в 8 объектах и 21 объект оказался сухим, т.е. приток пласта практически нет.
Кроме приведенного объема опробования в эксплуатационной колонне на месторождение Каракудук в процессе бурения проведено опробования пластоиспытателем КИИ-146. В скважине №11 из интервала 2526-2620 м (Ю-I горизонт) получен приток нефти с газом. В скважине №13 из интервала 2942-2976 м (Ю-VIII горизонт)- приток воды с растворенным газом. В скважине №22 из интервала 2605-2661м получен приток нефти и газа с суммарным дебитом 76.8 м[3]сутки. В скважине № 23 из интервала 2595-2646м получен слабый приток пластовой воды.
Опробование скважин проводилось по общепринятой методике: вскрытие, вызов притока, проведение комплекса гидродинамических исследований, задавка и изоляционные работы. В процессе опробования применялись насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм, марки Р-105, спускаемые на 20-30м выше кровли вскрытого горизонта. Вызов притока осуществлялся путем снижения забойного давления с целью создания депрессии на пласт (свабирование, замена пластовой воды на техническую или на солянку, аэрация на основе солярки).
При получении фонтанирующего притока нефти, после очистки скважины исследовательские работы начинались с замера начального пластового давления и пластовой температуры.
Исследование скважин с фонтанным притоком нефти проводилось методом установившихся отборов на штуцерах диаметром от 3 до 12 мм на 3-5 режимах. Продолжительность работы на режимах составляет от 2 до 10 суток.
При отсутствии фонтанирования исследование скважины проводилось методом прослеживания уровня. Проводилась аэрация с целью очистки забоя скважины, снижение уровня до максимально возможного значения и прослеживание уровня путем замера его через 1-2 часа.
Степень исследования горизонтов опробованием уменьшается с глубиной. Так в Ю-I горизонте опробовано 20 объектов, в Ю-II-14, в Ю-III-5, в Ю-IV-10, в Ю-V-17, в Ю-VI-11, в Ю-VII-6, в Ю-VIII-6, в Ю-IX-6.
Горизонт Ю-I состоит из двух пластов, верхний маломощный пласт "спутник" известковый песчаник толщиной от 2 до 4 метров. Пласт самостоятельно опробован в пяти скважинах, в двух (№5, 10) притока не получено, в скважине 14 получен приток воды. В скважине 1 имеются совместные испытания этого пласта с нижним основным. В подсчете запасов при оценке нефтеносности пласт исключен из подсчета запасов. В дальнейшем при обработке результатов опробования использовались данные, относящиеся только к основному пласту Ю-I.
На Ю-I горизонте в эксплуатационной колонне опробовано 20 объектов в 12 скважинах, в 6 из них получены фонтанные притоки, в 13 опробование произведено методом прослеживания уровней. В 13 объектах получен приток нефти, в 3 нефти с водой, в 2 получен приток воды, 2 объекта оказались сухими. Промышленные фонтанные притоки нефти получены в пяти скважинах №№ 1 (I блок), 6, 7, 10, 21 (II блок).
На горизонте Ю-II опробовано 14 объектов. В 3 получен приток нефти, в 2 нефти с водой, в 6 воды, из 3-х объектов притока не получено. Фонтанный приток нефти получен при испытании интервала 2637-2646м в скважине № 1.
Ю-III горизонт опробован в 5 объектах. В 3-х получен приток воды, в 1 нефти с водой, в скважине № 21 из интервала 2661-2675м получен слабый приток нефти.
На горизонте Ю-IV опробовано 10 объектов. В 2 получен приток нефти, в 4 нефти с водой, в 3 воды, один объект сухой. Фонтанных притоков нефти не получено.
Горизонт Ю-V опробован в 17 объектах. В 3 получен приток нефти, в 3 нефти с водой, в 10 воды, из 1-го объекта притока не получено. Фонтанные притоки получены при испытании двух интервалов скважины № 7.
Горизонт Ю-VI опробован в 11 объектах. В 1 получен приток нефти, в 6 воды, 4 объекта сухие. Фонтанный приток нефти получен при испытании скважины № 1.
На Ю-VII горизонте опробовано 6 объектов. В 2-х получен приток нефти и воды, 1 объект сухой, в 3-х получен приток воды.
Горизонт Ю-VIII опробован в 6 объектах. В 2-х получен приток нефти, в 1 нефти с водой, в 1 воды, из 2-х объектов притока не получено. Фонтанный приток нефти получен при испытании скважин № 7 и № 21.
Горизонт Ю-IX опробован в 6 объектах. В 2-х получен приток нефти, в 1 нефти с водой, в 1 воды, 2 объекта оказались сухими. Фонтанные притоки нефти получены при испытании двух интервалов в скважине № 21.
В процессе опробования скважин не отмечался вынос песка или мех примесей, т.е. коллектор вел себя устойчиво.
Выбор способов эксплуатации скважин для рекомендуемого варианта разработки месторождения осуществлялся с учетом продуктивной характеристики эксплуатационных объектов, физико-химических свойств нефти. Режим и сроки фонтанирования скважин определены в зависимости от условий разработки залежей, а именно:
- до момента естественного прекращения фонтанирования;
- при заданной величине забойного давления в скважинах равного давлению насыщения.
Расчеты показывают, что с первых лет разработки наряду с фонтанной эксплуатацией необходим планомерный перевод скважин на механизированную добычу. Как показали проведенные работы скважины Ю-I горизонта будут фонтанировать до обводненности 15%, Ю-VIII горизонта -50%.
Месторождение Каракудук по параметрам пластов, характеру добываемой продукции соответствует возможности широкого применения наиболее эффективного и высокопроизводительного газлифтного способа эксплуатации скважин. Такие преимущества как, высокий коэффициент эксплуатации, большой межремонтный период, возможность осуществления без подходных ремонтов делают этот способ наиболее перспективным. Однако отсутствие источников газоснабжения не позволяют рекомендовать внедрение этого способа эксплуатации.
Высокая температура добываемой продукции, высокое содержание газа в продукции добывающих скважин, осложняющее условие эксплуатации электронасосов, не позволяют ориентироваться на внедрение центробежных электронасосов.
На основе вышеизложенного для условий разработки месторождения Каракудук при переходе на механизированную добычу наиболее приемлема штанговая глубинно-насосная эксплуатация. Оценка добычных возможностей проектного фонда скважин показывает, что в основном он соответствует производительности ШГН.
Наличие парафина и высокое газосодержание в добываемой продукции в определенной мере осложняют эксплуатацию скважин, оборудованных ШГН. Однако имеются довольно надежные и простые методы и средства, с использованием которых будут сведены до минимума осложняющие факторы.
установку по подготовке нефти ЦУПН, предусматривается фонтанная эксплуатация скважин, а в более поздний период эксплуатации предусматривается установка оборудования для механизированной добычи (насосы ШГН).

Технологическая схема сбора нефти и газа на этапе ранней добычи нефти на ЗУ-
2.2.Технологическая схема сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтяного газа

2.2.1. Технологическая схема сбора нефти и газа

На месторождении, согласно технологической схеме разработки, обустраивается 89 нефтяных скважин. В основу технологической схемы сбора нефти заложена однотрубная лучевая закрытая система.
В начальный период, когда пластовое давление будет достаточным для подачи нефти на центральную

На этапе ранней ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.