Анализ работы скважин, оборудованных ШГНУ на месторождении Узень, горизонт ХV
Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 112 страниц
В избранное:
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 112 страниц
В избранное:
АННОТАЦИЯ
В дипломном проекте Анализ работы скважин, оборудованных ШГНУ на
месторождении Узень, горизонт ХV рассмотрен раздел технико
–технологической части, в которой описаны геологическое строение, физико
–химические свойства и состав нефти, запасы нефти и растворенного газа,
гидрогеологические показатели.
В технико-технологической части раздела проекта также произведен
расчет и выбрано оборудование конструкции скважин с применением штанговых
глубинных насосов, определены нагрузки в действующих точках подвеса штанг,
определены силы сопротивления возникающие при работе насосной установки,
определен максимальный крутящий момент и выбран станок -качалка, определены
эксплуатационные показатели межремонтного периода работы насосной
установки.
В экономической части показана эффективность эксплуатации
месторождения Узень в разрезе определения доходной части и прямых затрат на
операционные и текущие расходы; налогов и отчислений в специальные и другие
фонды.
В разделе охраны труда рассмотрен вопрос безопасной эксплуатации
глубиннонасосных скважин.
В разделе охраны окружающей природной среды затронуты вопросы охраны
почв, атмосферного воздуха, животного мира.
АҢДАТПА
Өзен кен орындағы ХV қабат, ШТСҚ-мен жабдықталған ұңғылардың
жұмыстарын талдау атты дипломдық жобада, мұнайдың геологиялық құрылымы,
физико-химиялық сипаттары және кұрылысы, мұнайдың қорымен ерітілген газдың
гидрогеологиялық көрсеткіштері каралған.
Жобаның техникалық және технологиялық тарауында тағы штангалық терең
насостарын қолдануымен құбырлардың конструкциялары таңдалған және есептері
саналған, штангаларың өткірлеу әрекеттегі аспасының жүктемесі анықталған,
насостық қондырғының жұмыс барысындағы шығатын қарсылау күштері анықталған,
максималды айналу кезеңі анықталған және тербелме станогі таңдалған,
насостық қондырғының жөндеуаралық жұмыс кезеңінің пайдаланым көрсеткіштері
анықталған.
Экономикалық бөлімінде Өзен кен орының пайдаланым тиімділігі, табыстық
бөлімі мен тікелей шығындары анықталған кимасында операциялық және
кезектегі шығындары, салық пен арнайы және басқа қорларға бөлектеуі
көрсетілген.
Еңбекті қорғау бөлімінде терең насостық құбырларды қауіпсізді
пайдалану мәселесі қаралған.
Айналаған табиғи ортаны қорғау бөлімінде жер қыртысын, атмосфералық
ауаны, ауанаттар әлемін қорғау мәселері қаралған.
ANNOTATION
This graduation project consists of four parts.
The geological analysis and modern field development state are
considered in technical-technological part.
The technical and economic indices of field development and economical
basis of used treatment are shown in the economical part.
The safety section is devoted for safety monitoring issues, safety
support arrangements.
The biosphere pollution analysis, organizational and environment
safety arrangements are considered in the environmental protection section.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...
1 Геолого-физическаяхарактеристика
Узень ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.1 Характеристика геологического строения ... ... ... ... ... ... ...
1.2 Характеристика толщин, коллекторких свойств продуктивных
пластов и их неоднородность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных
коллекторов 13 горизонта ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.5 Запасы нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2 Гидродинамические расчёты при жёстком водонапорном
режиме ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1 Схематизация формы залежи ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2 Рациональное размещение скважин по вариантам ... ... ... ...
2.3 Определение дебитов на отдельных этапах для расчётных
вариантов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.4 Расчёт поддержания пластового давления ... ... ... ... ... ... ...
2.4.1 Определение количества нагнетаемой воды ... ... ... ... ... ... .
2.4.2 Определение забойного давления в нагнетательных скважинах
2.4.3 Определение числа нагнетательных скважин ... ... ... ... ... ...
3 Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической
основы для проектирования разработки ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1 Анализ результатов гидродинамических исследовании скважин и
пластов, характеристика их продуктивности и
режимов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.1.1 Текущие продуктивные и фильтрационные характеристики
пластов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективности
применения методов интенсификации притока в скважину ... .
3.2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их
разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов ... ... ... ... ... ...
3.2.3 Анализ эффективности реализуемой системы
разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3 Обоснование принятых расчетных геолого- физических моделей
пластов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических
характеристик, принятых для расчета технологических
показателей разработки ... ... ... ... ... ... ...
3.3.2 Создание трехмерных геологических моделей ... ... ... ... ... ..
3.3.3 Основные этапы построения трехмерных геологических моделей
3.3.4 Построение цифровой фильтрационной модели
3.3.5 Адаптация
3.4 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор
расчётнаго варианта разработки
3.4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по
геолого-физическим характеристикам пластов ... ... ... ... ... .
3.5 Обоснование технологий рабочих агентов для воздействия на
пласт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.5.1 Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную
зону пласта ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.6 Обоснавание расчетных вариантов разработки и их исходные
характеристики ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4 Технологические и технико–экономические показатели вариантов
разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.1 Обоснование предельных толщин пласта для размещения
скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.2 Технологические показатели вариантов разработки ... ... ... ...
4.3 Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения ... ... ..
4.4 Экономические показатели вариантом разработки ... ... ... ... .
5 Техника и технология добычи нефти и газа ... ... ... ... ... ... .
5.1 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации
скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования ... ... ..
5.1.1 Состояние эксплуатационного фонда добывающих
скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1.2 Анализ работы УПШН по эксплуатационному фонду
скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями в
технологических процессах добычах ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.2.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с
парафиноотложениями ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой
подготовки продукции скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3.1 Требования и рекомендации к системе промысловой подготовки
продукции скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.4 Требования и рекомендации к системе ППД ... ... ... ... ... ... .
5.4.1 Требования к системе ППД ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.4.2 Рекомендации по глубокой очистке закачиваемых вод ... ... ...
5.4.3 Требования к технологии и технике приготовления и закачки
рабочих агентов в пласт при применении методов повышения
нефтеизвлечения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ..
6 Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.1 Организационно производственная характеристика
производственного филиала Узеньмунайгаз ... ... ... ... ... ..
6.2 Применение эксплуатации ШГН при отборе скважинной продукции
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.2.1 Определение объема продукции до перевода скважины на
периодическую эксплуатацию ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.2.2 Определение эксплуатационных затрат до внедрения
мероприятий ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.2.3 Расчет эксплуатационных затрат после перевода скважины на
периодическую эксплуатацию и определение себестоимости
единицы продукции ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.3 Расчет эксплуатационных затрат после перевода скважины на
периодическую эксплуатацию и определение себестоимости
единицы продукции ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.3.1 Определение экономических показателей периодической
эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми насосными
установками ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
7 Проектирование системы контроля и
регулирования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ..
7.1 Конроль за разработкой нефтяных и газовых пластов,состоянием
и эксплуатацией скважин и скважинного
оборудования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.1.1 Гидродинамические методы по контролю за разработкой ... ...
7.1.2 Контроль за физико-химическими свойствами нефтяного
газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.1.3 Геофизические методы по контролю за разработкой ... ... ... ..
7.1.3.1Геофизические исследования в открытом стволе ... ... ... ... ..
7.1.3.2Геофизические исследования в обсаженных скважинах ... ... ...
8 Охрана труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.1 Анализ опасных и производственных факторов ... ... ... ... ..
8.2 Защитные меры и расчёт заземляющего устройства ... ... ... ...
8.2.1 Производственная санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.2.2 Мероприятия по технике безопасности при работе с ШГНУ ...
8.2.3 Противопожарные мероприятия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9 Охрана окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.1 Нормативные и правовые документы по охране окружающей
среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.2 Краткие сведения о предприятии с точки зрения загрязнения
окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3 Охрана атмосферного воздуха ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3.1 Перечень источников загрязнения
9.3.2 Номенклатура загрязняющих веществ ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3.3 Количественные показатели загрязняющих веществ ... ... ... ...
9.3.4 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих
веществ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.4 Охрана водных ресурсов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.5 Охрана земельных ресурсов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.6 Охрана флоры и фауны
9.7 Радиационная безопасность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
10 Научная часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10.1 Общая схема штанговонасосной установки, ее элементы и
назначение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10.1.1 Штанговые скважинные насосы ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10.1.2 Насосные штанги ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
10.1.3 Насосные трубы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10.2 Оборудование устья скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
10.3 Проект оборудования. Выбор режима работы скважины для
ШСНУ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
10.3.1 Расчет ШГНУ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
10.3.2 Выбор параметров режима откачки ... ... ... ... ... ... ... ... .
10.3.3 Выбор конструкции штанговой колонки ... ... ... ... ... ... ... ..
10.3.4 Расчет эксплуатационных показателей ШНУ ... ... ... ... ... ...
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .
ВВЕДЕНИЕ
Нефтегазовое месторождение Узень с начальными геологическими запаса
свыше 1 млрд. тонн разрабатывается с 1965 года. ПФ ОзенМунайГаз - один из
двух крупных производственных филиалов АО Разведка Добычи КазМунайГаз. На
долю этого предприятия приходится 70% нефтедобычи Национальной компании и
по 10,5% объема добычи казахстанской нефти.
Рекордный уровень месторождения – 16,3 млн. тонн – был зафиксирован в
1975 году, минимальный – 2,7 млн.тонн – в 1994г. Снижение показателей
добычи было связано с истощением запасов и неудовлетворительным техническим
состоянием промысловой инфраструктуры, которое усугубилось отсутствием
необходимых инвестиций в период 1990-1995гг.
Летом 2004 года накопленная добыча достигла 300 млн. тонн нефти. В
настоящее время, после 40 лет эксплуатации состояние нефтедобычи на
месторождении Узень характеризуется как стабильное, с перспективой
дальнейшего роста добычи.
С 1997 года реализуется проект реабилитации блока 3А, финансируемый за
счет кредита Всемирного банка в $109 млн. Основной целью является
экспериментальное восстановление блока 3А и последующее использование опыта
на все месторождение в целом. По прогнозу, полученному на основе расчетов
экспертов Всемирного банка, в результате планомерной реконструкции
производственной инфраструктуры месторождения Узень можно довести годовую
добычи нефти до 7 млн. тонн.
Предприятие планомерно работает вовлечением в разработку всех запасов.
В частности, предусмотрены доразведка и дополнительное изучение примыкающих
площадей.
По итогам работы за январь-август 2005 года предприятием добыто 4,35
млн. тонн нефти и 15,6 тыс. тонн конденсата
1 Геолого –физическая характеристика месторождения Узень
1.1 Характеристика геологического строения
Месторождение Узень в тектоническом отношении приурочено к Жетыбай-
Узеньской тектонической ступени.
Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, являясь структурным элементом
второго порядка, приурочена к северной бортовой части Южно-Мангышлакского
прогиба и протягивается с северо-запада на юго-восток на 200 км при ширине
ступени около 40 км.
По кровле юрской продуктивной толщи, стратиграфически относимой к
келловейскому ярусу верхней юры, размеры Узень-Карамандыбасской складки
составляют 45,0х10,0 км, амплитуда поднятия порядка 300 м Северное крыло
пологое с углами падения пород 30, а южное – более крутое с углами падения
5-60. Структура Узен имеет шесть куполов: Основной свод, Хумурунский,
Северо-Западный и Аксайский, Парсумурунский и Восточно-Парсумурунский
купола.
Бурением на месторождении Узень вскрыт осадочный комплекс толщиной
4500 м, в строении которого принимают участие породы триасового, юрского,
мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов.
Триасовые отложения представлены только нижним отделом: индским и
оленекским ярусами. В строении отложений индского яруса преобладают
красноцветные грубозернистые туфогенно-терригенные породы. Отложения
оленекского яруса представлены двумя толщами: пестроцветной алевролито-
аргиллитовой и сероцветной карбонатно-терригенной.
Юрские отложения трансгрессивно залегают на размытой поверхности
триасового комплекса пород. В составе юрской системы выделяются нижний,
средний и верхний отделы. Отложения средней юры представлены
континентальными, прибрежно–морскими и морскими образованиями.
Литологически отложения средней юры представлены чередованием песчаников,
алевролитов и глин.
Верхнеюрские отложения представлены келловейским и оксфордским
ярусами. Разрез келловейского яруса представлен глинистой толщей, в нижней
части которой отмечаются прослои песчано–алевритовых пород. Разрез
оксфордского яруса сложен глинисто-мергельной толщей пород, причем пачки
мергелей приурочены к кровле толщи.
В разрезе мела выделяются нижний и верхний отделы. Граница между
меловыми и юрскими породами очень четкая. Отложения нижнего отдела сложены
терригенными отложениями: песчаниками, глинами, алевролитами и мергелями,
встречаются редкие прослои известняков. Отложения верхнего мела сложены
преимущественно мелководными морскими образованиями. По литологическим
признакам толща четко подразделяется на две части: нижнюю терригенную и
верхнюю преимущественно мело-мергельную.
В разрезе палеогеновой системы выделяются два отдела – эоценовый и
олигоценовый. Эоценовые отложения представлены известково-мергельной
толщей, олигоценовые - однородной толщей зеленовато-серых плотных
известковистых глин.
Отложения неогена залегают с размывом и угловым несогласием на
отложениях палеогена. В разрезе установлены среднемиоценовые отложения в
объеме тортонского и сарматского ярусов. Разрез представлен глинами,
мергелями, известняками и мелкозернистыми песчаниками.
Четвертичные отложения представлены слоем суглинков и тонким почвенным
слоем.
В таблице 1.1 приведена схема расчлененности верхнего этажа
нефтеносности для 13 горизонта. Согласно этой схеме выделено 12 пластов-
коллектора, объединенные в пачки, которые в свою очередь по условиям
формирования и степени их гидродинамической связанности объединены в
горизонт. Продуктивные отложения представлены неравномерным чередованием
терригенных пород – песчаников, алевролитов, глин и переходных между ними
литологических разностей.
Таблица 1.1 - Расчлененность юрской продуктивной толщи (13 горизонт).
Горизонт Пачка Количество пластов
13 А 2
Б 2
В 3
Г 2
Д 3
Всего 5 12
Среди них встречаются тонкие прослои известняков, мергелей, сидерита,
углей, скоплений обугленного растительного детрита. Коллекторами, на
месторождении, являются средне- и мелкозернистые песчаники и
крупнозернистые алевролиты, емкостно-фильтрационные свойства которых
обусловлены гранулометрическим и минералогическим составом обломочной
части. Для пород-коллекторов характерна неплотная упаковка обломочных
зерен. По типу пустотного пространства коллекторы относятся к поровым.
По составу песчаники и алевролиты относятся к граувакковым,
полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым терригенным
образованиям, окрашенным в зависимости от содержания рассеянного ОРО и
глинистого материала в серые до темно-серых тонов, или в бурый и
коричневато-бурый цвет, если породы пропитаны нефтью.
Выделение в разрезе пород коллекторов и неколлекторов, определение
общей и эффективной толщин, параметров пористости, насыщенности проводилось
по комплексу ГИС английской фирмой Robertson Resirch Internacional
Limited. При выделении коллекторов использовались граничные значения
проницаемости пористости и коэффициента нефтенасыщенности, которые
составляют по проницаемости – 0,001 мкм2, по пористости - 14,0%, и
коэффициента нефтенасыщенности – 0,44 д. ед.
В соответствии с принятой схемой расчленения разреза (пачка, пласт) и
с учетом выделенных пластов-коллекторов и их характера насыщения по площади
13 горизонтана выделено 5 залежей нефти (Таблца 1.2). Залежи А, Б, В, Г и Д
13 горизонта и А, Б 14 горизонта охватывают площадь всего месторождения.
Таблица 1.2 - Количество залежей с 13 по 18 горизонт.
Купол Горизонт Залежь Количество залежей
Основная площадь 13 А, Б, В, Г, 5
Д
Всего залежей 5
Водонефтяные и газонефтяные контакты по залежам обоснованы по
результатам обработки ГИС и опробования преимущественно разведочных и
эксплуатационных скважин, пробуренных до начала интенсивной закачки воды,
что позволило достаточно надежно обосновать начальное положение контактов и
оконтурить залежи. В таблице 1.3 приведены отметки водонефтяных и
газонефтяных контактов по залежи 13 горизота.
1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных
пластов (горизонтов) и их неоднородность
Толщина продуктивной толщи 13-18 горизонтов составляет более 300
метров. В продуктивной толще при детальной корреляции выделяются шесть
горизонтов, которые хорошо прослеживаются и выдержаны по площади. Общая
толщина 13 горизонта изменяются от 40 до 55 метров.
Нефтегазонасыщенная толщина в нефтяной зоне равна эффективной, в
воденефтяной зоне несколько меньше. Среднюю нефтегазонасыщенную толщину
менее 4,0 метров имеют все залежи 13 горизонта.
Коллекторские свойства по залежам определялись по лабораторным
исследованиям на керне и по данным ГИС.
Так при анализе средних значений пористости, определенной по керну,
наибольшей средней пористостью (0,26-0,27) обладают коллекторы 13
горизонта. Средние значения пористости, определенные по ГИС отличаются
незначительно, по залежам 13 горизонта они несколько меньше (0,25-0,26),
что подтверждает установленную закономерность уменьшения пористости с
глубиной. В таблице 1.4 приведены сведения о размерах, типах и характере
насыщения залежей 13 горизонта. По характеру насыщения залежи нефтяные. По
типу природного резервуара залежи в основном пластовые сводовые.
Таблица 1.3 - Положение ГНК и ВНК по залежам 13 гаризонта.
Купол ГоризонтЗалежь Отметка контактов, м
ГНК ВНК
Северное Южное
крыло крыло
Основная площадь13 А, Б, В, Г, -1125-1132 -1137-1142
Д
Таблица 1.4 - Характеристика залежей 13 горизонта.
Площадь, блок, горизонтзалежьТип залежи Характер Размеры залежи,
купол насыщения
залежи
Площадь Высота
нефтеносностизалежи,
, тыс.м2 м
Основная плдь 13 А пл.сводоваянефтяная 178758 335
Б пл.сводоваянефтяная 106748 323
В пл.сводоваянефтяная 225327 314
Г пл.сводоваянефтяная 203733 305
Д пл.сводоваянефтяная 167340 295
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных
коллекторов 13 горизонта
В юрской продуктивной толще Южного Мангышлака (включая и
месторождение Узень) распространены гранулярные коллекторы порового типа.
Промышленная продуктивность 13 горизонта связана с песчаниками и
алевролитами, чьи емкостно-фильтрационные свойства обусловлены
гранулометрическим и минералогическим составом обломочной части, составом и
количеством цемента, способом цементации и иными литологическими факторами
В таблице 1.5 представлены средние значения и интервалы колебаний
величин емкостно-фильтрационных параметров продуктивных пластов.
На 13 горизонте, залежи которых являются максимальными по размерам и
содержат основные запасы нефти, приходится 40% всех выполненных анализов
керна.
В качестве нижнего предела проницаемости продуктивных пород-
коллекторов при последнем подсчете запасов принята величина 0,001 мкм2.
Нижний предел пористости при этом составляет 0,14. По составу зерен
продуктивные коллекторы Узенского месторождения относятся к полимиктовым
(граувакковым, полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым) породам.
Проницаемость продуктивных коллекторов всех пачек 13 горизонтов колеблется
пределах – от 0,001 до 7,301 мкм2.Максимально высокие средние значения
проницаемости (0,582 и 0,669 мкм2) характерны для пачек а и в 13
горизонта.
Данные о начальной нефтенасыщенности пород-коллекторов приведены в
таблице 1.6. Диапазоны проницаемости приняты, исходя из следующих
соображений. Первый диапазон – от нижнего предела проницаемости коллекторов
до 0,050 мкм2 соответствует интервалу проницаемости, в котором принято
выделять трудноизвлекаемые запасы.
Следует отметить, что процент образцов, попадающих в этот диапазон
(почти 40%), близок к доле трудноизвлекаемых запасов в общем объёме
геологических запасов, содержащихся в 13-18 горизонтах.
Далее выделены три диапазона с проницаемостью 0,050-0,300 мкм2,
содержащие активные запасы, и три диапазона, с которыми связаны
высокопродуктивные запасы в коллекторах проницаемостью более 300 мкм2.
Выделение трёх диапазонов в каждой из этих групп учитывало равномерное
распределение имеющихся образцов по диапазонам.
Таблица 1.5 - Средние параметры по пачкам 13 горизонта.
ГорПачкаКпор, % Кпр, мкм2
изо
нт
КоличествоДиапазон Среднее КоличествоДиапазон Среднее
образцов измененийзначение образцов изменений значение
2005 1979
Трудно- 0,001-0,050 179 51,77 48,23
извлекаемые
Активные 0,050-0,100 44 35,03 64,97
0,100-0,200 57 29,96 70,04
0,200-0,300 56 26,59 73,41
Высоко- 0,300-0,500 50 24,41 75,59
продуктивные
0,500-1,200 35 23,98 76,02
более 1,200 44 23,98 76,02
Рисунок 1.1 - Зависимость остаточной водонасыщенности от
проницаемости.
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды
Как видно из рисунка 1.2 изменение свойств нефти происходит наиболее
активно в начальный период контактирования нефти с водой, при этом, темп
дальнейшего снижения давления насыщения при контакте с морской и сточной
водой различен.
Средневзвешенные по площади значения давления насыщения для 13 горизонта
приведены в таблице 1.7.
Таблица 1.7 - Давление насыщения (МПа) по состоянию на 01.01.05 г.
ГоризонтДавление, МПа
начальное минимальное средневзвешенное
13 7,7 5,1 5,9
По средневзвешенным по состоянию на 01.01.05 г. давлениям насыщения
для 13 горизонта получены остальные параметры пластовой нефти
На рисунке 1.3 показан диапазон изменения газосодержания по 13
горизонту в соответствии с минимальными и максимальными значениями давления
насыщения.
Рисунок 1.2– Изменение давления насыщения (МПа) пластовой нефти в
зависимости от содержания воды.
Рисунок 1.3 – Изменение газосодержания (м3м3) пластовой нефти 13
горизонта в зависимости от давления насыщения (МПа).
В таблице 1.8 приведена динамика средних по горизонту параметров
пластовой нефти в процессе разработки. Обоснованные в настоящей работе
объемный коэффициент, плотность и вязкость пластовой нефти (табл. 1.9) по
сравнению с начальной характеристикой пластового флюида в целом изменились
незначительно.
Таблица 1.8 - Начальные и текущие параметры пластовой нефти по
состоянию на 01.01.05г.
горпо Давление Газосодержание,Объемный Плотность,Вязкость,
изосостонасыщения, МПа м3м3 коэффициент,гсм3 мПа*c
нт янию доли ед.
13 нач. 7,65 56,40 1,1950 0,7730 4,24
1987 7,20 48,30 - 0,7960 4,70
тек. 5,90 47,70 1,1680 0,7810 4,51
Средневзвешенные текущие характеристики пластовой нефти по горизонтам
помещены в таблице 1.9. Вся информация о текущих свойствах дегазированной
нефти приведена в таблице 1.10. Изменение текущих параметров добываемой
нефти по 13 горизонту в дегазированном состоянии по сравнению с начальными,
вызванное процессами разгазирования и окисления, видно по результатам
исследований, приведенным в таблице 1.11.
Таблица 1.9 - Свойства пластовой нефти по состоянию на 01.01.05 г.
Параметры кол-во Диапазон Среднее
исследованных изменения значение*
скважин проб
13 горизонт
Давление насыщения нефти газом, 10 11 5,86-7,40 5,9
МПа
Газосодержание, 9 10 49,80-67,60 55,2
м3т
9 10 42,60-58,00 47,7
м3м3
Газовый фактор при ступенчатом
разгазировании в рабочих
условиях, м3т
Р1 = 0,5МПа; Т1 = 400С 45,97
Р2 = 0,2МПа; Т2 = 600С 6,06
Р3 = 0,1МПа; Т3 = 600С 3,18
Суммарный газовый фактор, м3т 55,2
Объемный коэффициент при 9 10 1,168
однократном разгазировании, доли
ед.
Плотность, гсм3 9 10 0,719-0,818 0,7810
Таблица 1.10 – Физико-химические свойства дегазированной нефти по
состоянию на 01.01.05г.
Наименование Количество Диапазон Среднее
исследованных изменения значение
скважин проб
13
горизонт
Плотность гсм 63 119 0,8412-0,8730,8642
5
Вязкость 50 58 106 10,11-38,5 20,22
динамическая
мПа*с,°C
60 49 90 9,30-22 13,45
Массовое серы 2 2 0,1
содержание %
асфальто-смоли26 42 10,16-23,50 17,57
стых веществ
парафинов 23 46 13,90-24,80 20,23
Объёмный выход100,°C 4 4 0,5-2,0 20
% фракций по
200,°C 20 27 4-16 11
300,°C 20 25 22-34 29
Нефтяной газ месторождения Узень относится к разряду жирных газов.
Содержание гомологов метана находится в диапазоне 97-99 % мольных, в том
числе метана – 50-63 %, этана – 16-21 %, С3+В – 17-28 % мольных.
Таблица 1.11 - Начальные и текущие параметры дегазированной нефти.
Горизонт Плот-нВязкость ТемпеМассовое Объемный выход
ость нефти, -ратусодержание, % весфракций, %
нефти мПа*с , ра
при 20при засты
оС, температу-вани
гсм3 ре оС я, 0С
CO2 0,09 C1 0,09
N2 0,81
C1 20,99 C2 0,67
C2 8,98 C3 2,48
C3 8,06 i-C4 1,16
i-C4 1,99 n-C4 3,20
n-C4 3,77 i-C5 2,46
i-C5 1,99 n-C5 2,76
n-C5 2,11 C6 6,45
C6 4,32 C7 7,43
C7+B 4,31 C8+B 73,30
Остаток 42,58 Молекулярная масса401,6
остатка
Молекулярная масса 195 Молекулярная масса315
Одним из основных показателей процесса разработки месторождения и
состояния нефтяных залежей является величина газовых факторов.
В таблице 1.13 приведена величина газового фактора по 13 горизонту.
Таблица 1.13 - Газовый фактор месторождения Узень.
Горизонт 13
Газосодержание, м3т 55,2
Газовый фактор, м3т 55,4
1.5 Запасы нефти и газа
В 2005 году по результатам бурения 5692 скважин по состоянию на
01.01.2005 год был выполнен пересчет запасов нефти и растворённого в ней
газа с 13 по 18 горизонт. Подсчетные параметры и геологические запасы нефти
и растворенного газа по залежам 13 горизонта приведены в таблице 1.14.
Изменения в запасах более чем на 10 % произошли по небольшим залежам,
приуроченным к куполам, на которые приходится 1,4% запасов нефти от всех
запасов верхнего этажа нефтеносности. Так, доля запасов по Основной площади
13, 14, 15, 16, 17 и 18 горизонтов соответственно равна 22,4%; 44,8%;
11,9%; 10,1%; 7,6%; и 2,1%. Причем наибольшее количество запасов
сосредоточено в 13 и 14 горизонтах, из которых добыто наибольшее количество
нефти.
Таблица1.14– Сопоставление подсчитанных запасов нефти с 13 по 18
горизонт с числящимися на Государственном балансе РК.
Купол Гориз. Категория Год Начальные Доля Площадь Нефтенас. Эффектив. Коэффиц.
запасов подсчета геологич. запасов нефтенос.,объем, нефтенас. пористос,
запасов и запасы, гориз. от тыс.м2 тыс.м3 толщина, мдоли ед
расхожденитыс.т местор.,%
е, %
С2 2005 142
1979 не оценены
расхожд.
2 Гидродинамические расчёты при жёстком водонапорном режиме
Исходные данные для проектирования:
1 Периметр расчетного контура Рр=31500 м
2 Площадь в расчетном контуре Sн=46,5∙106 м2
3 Эффективная толщина в контуре hн=5,8 м
4 Глубина скважины Н=1680 м
5 Проницаемость к=0,13∙10-12 м2
6 Вязкость нефти μн=3,5∙10-3 Па∙с
7 Вязкость пластовой воды μв=1,2∙10-3 Па∙с
8 Радиус скважины rс=1,2∙10-3 м
9 Пористость m=0.2
10 Коэффициент нефтенасыщения β=0,876
11 Коэффициент нефтеотдачи η=0,65
12 Пересчетный коэффициент в=1,4 м3т
13 Пластовое давление Рпл=Н10=168010=168атм=16,8 МПа
Для выбора расчетных вариантов разработки необходимо знать предел
давления фонтанирования – минимальное забойное давление, при котором
возможно фонтанирование, которое определяется по формуле:
, (2.1)
Где Н=1500 м – средняя глубина скважин;
Р2=0,5 МПа – буферное давление;
Рнас=12,6 МПа – давление насыщения;
Gэф=22,2 м3т – эффективно действующий газовый фактор;
d=2 – диаметр фонтанных труб, дюймы;
γср – средний удельный вес нефти, гсм3;
γн.пл=0,76 гсм3 – удельный вес нефти в пластовых условиях;
γн.пов=0,852 гсм3 = удельный вес нефти на поверхности.
Подставляя в формулу (1) приведенные данные, получим
Как видно, предел давления фонтанирования ниже начального на 5,6МПа,
что позволяет рассматривать извлечение нефти из пласта фонтанным способом.
В связи с этим предел давления фонтанирования, равный 10,6 МПа, принят в
дальнейшем при расчете за нижний предел рациональной величины забойного
давления.
2.1 Схематизация формы залежи
Выбранный эксплуатационный объект имеет неправильную геометрическую
форму. Точный расчет для данного случая можно выполнить только на
электроинтеграторе. Однако выяснено, что при соблюдении определенных
условий замена формы залежи правильной геометрической фигурой дает
достаточную точность. Заменим площадь выбранного эксплуатационного объекта
площадью кольца, внешний периметр которого равен периметру расчетного
контура.
Все дальнейшие расчеты проводятся для площади кольца. Замена кольцом
делается, когда соотношение малой оси месторождения к большой более одной
трети и менее одной второй. Если эта величина будет менее одной трети, то
месторождение моделируется полосой.
Из условия замены определим внешний радиус кольца (радиус расчетного
контура)
. (2.2)
Радиус центральной батареи (последнего ряда) определяется из условия
равенства площадей (запасов):
Sн= π(rн2 – rц2) ,
откуда
.
2.2 Рациональное размещение скважин по вариантам
Как было указано, радиус расчетного контура равен 5016 м, радиус
последнего ряда равен 3217 м. Эксплуатационные ряды и скважины в них
располагаем по методике ВНИИ. Для выбора рационального варианта разработки
исследуем три расчетных варианта с различным числом эксплуатационных рядов,
а именно, от одного до трех. В расчетах принимается, что одновременно в
эксплуатации находятся максимально три ряда. Отключение каждого внешнего
ряда означает конец этапа.
Здесь рассмотрим вариант, в котором число рядов равно трем, тогда
, (2.3)
где rц = r3 =3217 м – радиус последнего ряда.
На графике (рисунок 1) для заданного ρ3 и числа рядов, равного трем,
получим
,
тогда
r2=5016∙0,75=3762 м,
r1=5016∙0,87=4364 м.
По этому же графику находим
откуда
2 lg rн – lg λ1 – lg lg rнrc = 3,1
lg λ1=2 lg rн – lg lg rнrc – 3,1
lg λ1 =2 lg5016 – lg lg – 3,1
lg λ1=3,48.
Находим значения ,
Зная величины lg λrc2 , и число рядов, работающих одновременно,
находим на графике (рисунок 2) расстояние между скважинами в ряду.
Соединяя точки, соответствующие значениям 0,321; 0,346; 0,367 на оси
с точкой 9,3 на оси lg λrc2, найдем 2σ на каждом ряду для трех
вариантов разработки.
Все значения (rc сводим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1
(rc I вариант II вариант III вариант
1 ряд 4,7(104 9,1(104 1,6(105
2 ряд 4,5(104 8,9(104 1,4(105
3 ряд 4,0(104 8,5(104 1,1(105
Откуда находим значения 2(. (таблица 2.2)
Рисунок 2.1 Расчетная диаграмма расположения рядов скважин.
Рисунок 2.2 Номограмма для определения расстояний между скважинами.
Таблица 2.2
2(, м I вариант II вариант III вариант
1 ряд 112.8 218.4 384.0
2 ряд 108.0 213.6 336.0
3 ряд 96.0 204.0 264.0
Окончательно принимается:
r1 =4364 м; r2 =3762 м; r3 =3217 м.
Найдем число скважин в рядах
ni=2((ri 2(I , значения которых сводим в таблицу
Таблица 2.3
n I вариант II вариант III вариант
1 ряд 243 125 71
2 ряд 219 111 70
3 ряд 210 99 77
2.3 Определение дебитов на отдельных этапах для расчётных вариантов
Для определения ориентировочного времени разработки производим
расчеты всех вариантов по формулам жесткого режима. Все расчеты
производятся при постоянном забойном давлении. Работают одновременно три
ряда. Время отключений считаем объемным методом. Расчеты на этой стадии
производятся без учета добычи воды.
Забойные давления принимаем равными минимальному давлению
фонтанирования. Давление на линии нагнетания принимается равным начальному
пластовому давлению.
Для удобства расчетов все необходимые величины сводим в таблицу. Для
каждого варианта составляется отдельная таблица.
Рассмотрим вариант с тремя рядами.
Найдем запасы между рядами
(2.4)
,
,
V=V1 + V2 + V3 = 21,9 млн. т.
Дебиты совместно работающих рядов определяются по формуле:
,
где Pc j – забойное давление скважины j-го ряда;
(j и (j – внешние и внутренние сопротивления j-го ряда;
,
Qj – дебит j-го ряда.
При одновременной работе трех рядов (первый этап варианта I) система
уравнений имеет вид:
Значения Pc i=Рзаб, найденному в параграфе 2. Результаты решения
системы для трех вариантов, выполненные на компьютере, представлены в
таблице 4.
Для выбора рационального варианта сделаем уточнения, принимая, что во
всех вариантах на первом этапе добывается 5% воды, на втором и третьем
этапах – 15% воды.
Определим среднегодовую добычу нефти за вычетом попутной воды по
этапам.
I вариант.
1. 3,738.430(0,95=3,551.508 тсут.
2. 2,985.542(0,85=2,537.711 тсут.
3. 2,733.919(0,85=2,323.831 тсут.
II вариант.
1.2,746.776(0,95=2,609.437 тсут.
2.2,539.806(0,85=2,158.835 тсут.
3.2,121.336(0,85=1,803.135 тсут.
III вариант.
1. 1,890.581(0,95=1,796.052 тсут.
2. 1,830.615(0,85=1,556.022 тсут.
3. 1,877.624(0,85=1,595.981 тсут.
Уточненные сроки разработки для I варианта:
1.,
2. ,
3. .
В таблице 2.4 указаны уточненные сроки разработки для всех вариантов.
I Вариант - По три ряда II Вариант - По два ряда III Вариант - По однму ряду
Работают три ряда Работает два ряда Работает один ряд
Дебит первого ряда, 3,077.818 Дебит первого ряда, тсут2,050.455 Дебит первого ряда, тсут 1,890.581
тсут
Дебит второго ряда, 542.684 Дебит второго ряда, тсут696.321 Суммарный дебит, тсут 1,890.581
тсут
Дебит третьего ряда, 117.928 Суммарный дебит, тсут 2,746.776
тсут
Суммарный дебит, тсут 3,738.430
Работают два ряда Работает один ряд
Дебит второго ряда, 2,452.584 Дебит второго ряда, тсут1,871.296 Дебит второго ряда, тсут 1,830.615
тсут
Дебит третьего ряда, 532.958 Дебит третьего ряда, 668.510 Суммарный дебит, тсут 1,830.615
тсут тсут
Суммарный дебит, тсут 2,985.542 Суммарный дебит, тсут 2,539.806
Работает один ряд Работает один ряд
Дебит третьего ряда, 2,733.919 Дебит третьего ряда, 2,121.336 Дебит третьего ряда, тсут1,877.624
тсут тсут
Суммарный дебит, тсут 2,733.919 Суммарный дебит, тсут 2,121.336 Суммарный дебит, тсут 1,877.624
Уточненные сроки разработки по этапам и по вариантам разработки в годах
Срок разработки 1-го 6.989694068 Срок разработки 1-го 9.51314575 Срок разработки 1-го этапа13.8213992
этапа этапа
Срок разработки 2-го 7.822402484 Срок разработки 2-го 9.195233649Срок разработки 2-го этапа12.7575258
этапа этапа 1
Срок разработки 3-го 6.639733651 Срок разработки 3-го 8.557106579Срок разработки 3-го этапа9.66779955
этапа этапа 9
Срок разработки по I 21.45 Срок разработки по II 27.27 Срок разработки по III 36.25
варианту варианту варианту
Таблица 2.4 - уточненные сроки разработки для всех вариантов.
Добыча попутной воды по этапам для трех вариантов:
I вариант.
1. 3,738.430(0,05(365(6,99=0.477 млн. т,
2. 2,985.542(0,15(365(7,822=1.279 млн. т,
3. 2,733.919(0,15(365(6,64=0.994 млн. т.
II вариант.
1. 2,746.776(0,05(365(9,513=0.477 млн. т,
2. 2,539.806(0,15(365(9,195=1.279 млн. т,
3. 2,121.336(0,15(365(8,557=0.994 млн. т.
III вариант.
1.1,890.581(0,05(365(13,821=0.477 млн. т,
2.1,830.615(0,15(365(12,756=1.279 млн.
3.1,877.624(0,15(365(9,668=0.994 млн. т.
2.4 Расчёт поддержания пластового давления
2.4.1 Определение количества нагнетаемой воды
Для поддержания пластового давления (ППД) в пласт необходимо
закачивать столько воды, сколько отбирается жидкости из этого пласта.
Объем воды требуемый для нагнетания:
I вариант
1. (9,061+0.477)*1,4 = 13.353 млн.м3;
2. (7,246+1.279)*1,4 = 11.934 млн.м3;
3. (5,632+0.994)*1,4 = 9.276 млн.м3.
II вариант
1. (9,061+0.477)*1,4 = 13.353 млн.м3;
2. (7,246+1.279)*1,4 = 11.934 млн.м3;
3. (5,632+0.994)*1,4 = 9.276 млн.м3.
III вариант
1. (9,061+0.477)*1,4 = 13.353 млн.м3;
2. (7,246+1.279)*1,4 = 11.934 млн.м3;
3. (5,632+0.994)*1,4 = 9.276 млн.м3.
2.4.2 Определение забойного давления в нагнетательных скважинах
Давления на забое нагнетательных скважин определяется по формуле:
Рзн= Рнаг+ Рст- Ртр (2.5)
где Рнаг = 10 МПа – давление на выкиде насоса;
Рст = Н100 = 16,8 МПа – гидростатическое давление столба воды в
нагнетательной скважине;
Ртр – потери давления на трение, определяемые по формуле Дарси-Вейсбаха:
(2.6)
где λ – коэффициент трения, для определения которого найдем число
Рейнольдса по формуле:
(2.7)
где D = 10 см – диаметр колонны; μ = 1 мПа*с = вязкость закачиваемой воды.
Принимая объем нагнетаемой воды q = 500 м3сут, найдем:
Так как Re 4000, то λ определяем по формуле Блазиуса:
Тогда
Таким образом
Рзн= 10 + 16,8 - 0,558 = 26,24 МПа.
2.4.3 Определение числа нагнетательных скважин
Число нагнетательных скважин определяется из трансцендентного уравнения:
, (2.8)
где ζ = 2 - коэффициент загрязнения призабойной зоны нагнетательной
скважины;
Qн – объем закачки воды;
μ = 1 мПа*с – динамическая вязкость закачиваемой воды;
rнаг=rн+ 500 = 5016 + 500 = 5516 м – радиус нагнетательного ряда;
rcн= 10-4 м – приведенный радиус нагнетательной скважины.
Необходимое число нагнетательных скважин по вариантам разработки для всех
этапов:
I вариант
n1 = 6.233*(7,742 - lg n1), n1= 38 скв;
n2 = 4.978*(7,742 - lg n2), n2= 31 скв;
n3 = 4.558*(7,742 - lg n3), n3= 29 скв.
II вариант
n1 = 4.580*(7,742- lg n1), n1 =29 скв;
n2 = 4.234*(7,742 - lg n2), n2=27 скв;
n3 = 3.537*(7,742 - lg n3), n3 = 23 скв.
III вариант
n1 = 3.152*(7,742 - lg n1), n1 = 20 скв;
n2 = 3.052*(7,742 - lg n2), n2= 20 скв;
n3 = 3.130*(7,742 - lg n3), n3= 20 скв.
Результаты расчетов, сводятся в таблицу 2.5
Таблица 2.5 - Результаты расчетов
Показатель Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3
1 этап
Кол. Кол. Диапазон Сред. Коэф
скв. знач.изминения. знач. вар
Нач.пл. дав. приведённое к 35 26 max min 10,07 -
условной ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
В дипломном проекте Анализ работы скважин, оборудованных ШГНУ на
месторождении Узень, горизонт ХV рассмотрен раздел технико
–технологической части, в которой описаны геологическое строение, физико
–химические свойства и состав нефти, запасы нефти и растворенного газа,
гидрогеологические показатели.
В технико-технологической части раздела проекта также произведен
расчет и выбрано оборудование конструкции скважин с применением штанговых
глубинных насосов, определены нагрузки в действующих точках подвеса штанг,
определены силы сопротивления возникающие при работе насосной установки,
определен максимальный крутящий момент и выбран станок -качалка, определены
эксплуатационные показатели межремонтного периода работы насосной
установки.
В экономической части показана эффективность эксплуатации
месторождения Узень в разрезе определения доходной части и прямых затрат на
операционные и текущие расходы; налогов и отчислений в специальные и другие
фонды.
В разделе охраны труда рассмотрен вопрос безопасной эксплуатации
глубиннонасосных скважин.
В разделе охраны окружающей природной среды затронуты вопросы охраны
почв, атмосферного воздуха, животного мира.
АҢДАТПА
Өзен кен орындағы ХV қабат, ШТСҚ-мен жабдықталған ұңғылардың
жұмыстарын талдау атты дипломдық жобада, мұнайдың геологиялық құрылымы,
физико-химиялық сипаттары және кұрылысы, мұнайдың қорымен ерітілген газдың
гидрогеологиялық көрсеткіштері каралған.
Жобаның техникалық және технологиялық тарауында тағы штангалық терең
насостарын қолдануымен құбырлардың конструкциялары таңдалған және есептері
саналған, штангаларың өткірлеу әрекеттегі аспасының жүктемесі анықталған,
насостық қондырғының жұмыс барысындағы шығатын қарсылау күштері анықталған,
максималды айналу кезеңі анықталған және тербелме станогі таңдалған,
насостық қондырғының жөндеуаралық жұмыс кезеңінің пайдаланым көрсеткіштері
анықталған.
Экономикалық бөлімінде Өзен кен орының пайдаланым тиімділігі, табыстық
бөлімі мен тікелей шығындары анықталған кимасында операциялық және
кезектегі шығындары, салық пен арнайы және басқа қорларға бөлектеуі
көрсетілген.
Еңбекті қорғау бөлімінде терең насостық құбырларды қауіпсізді
пайдалану мәселесі қаралған.
Айналаған табиғи ортаны қорғау бөлімінде жер қыртысын, атмосфералық
ауаны, ауанаттар әлемін қорғау мәселері қаралған.
ANNOTATION
This graduation project consists of four parts.
The geological analysis and modern field development state are
considered in technical-technological part.
The technical and economic indices of field development and economical
basis of used treatment are shown in the economical part.
The safety section is devoted for safety monitoring issues, safety
support arrangements.
The biosphere pollution analysis, organizational and environment
safety arrangements are considered in the environmental protection section.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...
1 Геолого-физическаяхарактеристика
Узень ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.1 Характеристика геологического строения ... ... ... ... ... ... ...
1.2 Характеристика толщин, коллекторких свойств продуктивных
пластов и их неоднородность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных
коллекторов 13 горизонта ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.5 Запасы нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2 Гидродинамические расчёты при жёстком водонапорном
режиме ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1 Схематизация формы залежи ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2 Рациональное размещение скважин по вариантам ... ... ... ...
2.3 Определение дебитов на отдельных этапах для расчётных
вариантов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.4 Расчёт поддержания пластового давления ... ... ... ... ... ... ...
2.4.1 Определение количества нагнетаемой воды ... ... ... ... ... ... .
2.4.2 Определение забойного давления в нагнетательных скважинах
2.4.3 Определение числа нагнетательных скважин ... ... ... ... ... ...
3 Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической
основы для проектирования разработки ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1 Анализ результатов гидродинамических исследовании скважин и
пластов, характеристика их продуктивности и
режимов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.1.1 Текущие продуктивные и фильтрационные характеристики
пластов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективности
применения методов интенсификации притока в скважину ... .
3.2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их
разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов ... ... ... ... ... ...
3.2.3 Анализ эффективности реализуемой системы
разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3 Обоснование принятых расчетных геолого- физических моделей
пластов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических
характеристик, принятых для расчета технологических
показателей разработки ... ... ... ... ... ... ...
3.3.2 Создание трехмерных геологических моделей ... ... ... ... ... ..
3.3.3 Основные этапы построения трехмерных геологических моделей
3.3.4 Построение цифровой фильтрационной модели
3.3.5 Адаптация
3.4 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор
расчётнаго варианта разработки
3.4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по
геолого-физическим характеристикам пластов ... ... ... ... ... .
3.5 Обоснование технологий рабочих агентов для воздействия на
пласт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.5.1 Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную
зону пласта ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.6 Обоснавание расчетных вариантов разработки и их исходные
характеристики ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4 Технологические и технико–экономические показатели вариантов
разработки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.1 Обоснование предельных толщин пласта для размещения
скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.2 Технологические показатели вариантов разработки ... ... ... ...
4.3 Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения ... ... ..
4.4 Экономические показатели вариантом разработки ... ... ... ... .
5 Техника и технология добычи нефти и газа ... ... ... ... ... ... .
5.1 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации
скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования ... ... ..
5.1.1 Состояние эксплуатационного фонда добывающих
скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1.2 Анализ работы УПШН по эксплуатационному фонду
скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями в
технологических процессах добычах ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.2.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с
парафиноотложениями ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой
подготовки продукции скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3.1 Требования и рекомендации к системе промысловой подготовки
продукции скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.4 Требования и рекомендации к системе ППД ... ... ... ... ... ... .
5.4.1 Требования к системе ППД ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.4.2 Рекомендации по глубокой очистке закачиваемых вод ... ... ...
5.4.3 Требования к технологии и технике приготовления и закачки
рабочих агентов в пласт при применении методов повышения
нефтеизвлечения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ..
6 Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.1 Организационно производственная характеристика
производственного филиала Узеньмунайгаз ... ... ... ... ... ..
6.2 Применение эксплуатации ШГН при отборе скважинной продукции
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.2.1 Определение объема продукции до перевода скважины на
периодическую эксплуатацию ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.2.2 Определение эксплуатационных затрат до внедрения
мероприятий ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.2.3 Расчет эксплуатационных затрат после перевода скважины на
периодическую эксплуатацию и определение себестоимости
единицы продукции ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.3 Расчет эксплуатационных затрат после перевода скважины на
периодическую эксплуатацию и определение себестоимости
единицы продукции ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6.3.1 Определение экономических показателей периодической
эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми насосными
установками ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
7 Проектирование системы контроля и
регулирования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ..
7.1 Конроль за разработкой нефтяных и газовых пластов,состоянием
и эксплуатацией скважин и скважинного
оборудования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.1.1 Гидродинамические методы по контролю за разработкой ... ...
7.1.2 Контроль за физико-химическими свойствами нефтяного
газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.1.3 Геофизические методы по контролю за разработкой ... ... ... ..
7.1.3.1Геофизические исследования в открытом стволе ... ... ... ... ..
7.1.3.2Геофизические исследования в обсаженных скважинах ... ... ...
8 Охрана труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.1 Анализ опасных и производственных факторов ... ... ... ... ..
8.2 Защитные меры и расчёт заземляющего устройства ... ... ... ...
8.2.1 Производственная санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8.2.2 Мероприятия по технике безопасности при работе с ШГНУ ...
8.2.3 Противопожарные мероприятия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9 Охрана окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.1 Нормативные и правовые документы по охране окружающей
среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.2 Краткие сведения о предприятии с точки зрения загрязнения
окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3 Охрана атмосферного воздуха ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3.1 Перечень источников загрязнения
9.3.2 Номенклатура загрязняющих веществ ... ... ... ... ... ... ... ...
9.3.3 Количественные показатели загрязняющих веществ ... ... ... ...
9.3.4 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих
веществ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.4 Охрана водных ресурсов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.5 Охрана земельных ресурсов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9.6 Охрана флоры и фауны
9.7 Радиационная безопасность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
10 Научная часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10.1 Общая схема штанговонасосной установки, ее элементы и
назначение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10.1.1 Штанговые скважинные насосы ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10.1.2 Насосные штанги ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
10.1.3 Насосные трубы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10.2 Оборудование устья скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
10.3 Проект оборудования. Выбор режима работы скважины для
ШСНУ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
10.3.1 Расчет ШГНУ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
10.3.2 Выбор параметров режима откачки ... ... ... ... ... ... ... ... .
10.3.3 Выбор конструкции штанговой колонки ... ... ... ... ... ... ... ..
10.3.4 Расчет эксплуатационных показателей ШНУ ... ... ... ... ... ...
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .
ВВЕДЕНИЕ
Нефтегазовое месторождение Узень с начальными геологическими запаса
свыше 1 млрд. тонн разрабатывается с 1965 года. ПФ ОзенМунайГаз - один из
двух крупных производственных филиалов АО Разведка Добычи КазМунайГаз. На
долю этого предприятия приходится 70% нефтедобычи Национальной компании и
по 10,5% объема добычи казахстанской нефти.
Рекордный уровень месторождения – 16,3 млн. тонн – был зафиксирован в
1975 году, минимальный – 2,7 млн.тонн – в 1994г. Снижение показателей
добычи было связано с истощением запасов и неудовлетворительным техническим
состоянием промысловой инфраструктуры, которое усугубилось отсутствием
необходимых инвестиций в период 1990-1995гг.
Летом 2004 года накопленная добыча достигла 300 млн. тонн нефти. В
настоящее время, после 40 лет эксплуатации состояние нефтедобычи на
месторождении Узень характеризуется как стабильное, с перспективой
дальнейшего роста добычи.
С 1997 года реализуется проект реабилитации блока 3А, финансируемый за
счет кредита Всемирного банка в $109 млн. Основной целью является
экспериментальное восстановление блока 3А и последующее использование опыта
на все месторождение в целом. По прогнозу, полученному на основе расчетов
экспертов Всемирного банка, в результате планомерной реконструкции
производственной инфраструктуры месторождения Узень можно довести годовую
добычи нефти до 7 млн. тонн.
Предприятие планомерно работает вовлечением в разработку всех запасов.
В частности, предусмотрены доразведка и дополнительное изучение примыкающих
площадей.
По итогам работы за январь-август 2005 года предприятием добыто 4,35
млн. тонн нефти и 15,6 тыс. тонн конденсата
1 Геолого –физическая характеристика месторождения Узень
1.1 Характеристика геологического строения
Месторождение Узень в тектоническом отношении приурочено к Жетыбай-
Узеньской тектонической ступени.
Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, являясь структурным элементом
второго порядка, приурочена к северной бортовой части Южно-Мангышлакского
прогиба и протягивается с северо-запада на юго-восток на 200 км при ширине
ступени около 40 км.
По кровле юрской продуктивной толщи, стратиграфически относимой к
келловейскому ярусу верхней юры, размеры Узень-Карамандыбасской складки
составляют 45,0х10,0 км, амплитуда поднятия порядка 300 м Северное крыло
пологое с углами падения пород 30, а южное – более крутое с углами падения
5-60. Структура Узен имеет шесть куполов: Основной свод, Хумурунский,
Северо-Западный и Аксайский, Парсумурунский и Восточно-Парсумурунский
купола.
Бурением на месторождении Узень вскрыт осадочный комплекс толщиной
4500 м, в строении которого принимают участие породы триасового, юрского,
мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов.
Триасовые отложения представлены только нижним отделом: индским и
оленекским ярусами. В строении отложений индского яруса преобладают
красноцветные грубозернистые туфогенно-терригенные породы. Отложения
оленекского яруса представлены двумя толщами: пестроцветной алевролито-
аргиллитовой и сероцветной карбонатно-терригенной.
Юрские отложения трансгрессивно залегают на размытой поверхности
триасового комплекса пород. В составе юрской системы выделяются нижний,
средний и верхний отделы. Отложения средней юры представлены
континентальными, прибрежно–морскими и морскими образованиями.
Литологически отложения средней юры представлены чередованием песчаников,
алевролитов и глин.
Верхнеюрские отложения представлены келловейским и оксфордским
ярусами. Разрез келловейского яруса представлен глинистой толщей, в нижней
части которой отмечаются прослои песчано–алевритовых пород. Разрез
оксфордского яруса сложен глинисто-мергельной толщей пород, причем пачки
мергелей приурочены к кровле толщи.
В разрезе мела выделяются нижний и верхний отделы. Граница между
меловыми и юрскими породами очень четкая. Отложения нижнего отдела сложены
терригенными отложениями: песчаниками, глинами, алевролитами и мергелями,
встречаются редкие прослои известняков. Отложения верхнего мела сложены
преимущественно мелководными морскими образованиями. По литологическим
признакам толща четко подразделяется на две части: нижнюю терригенную и
верхнюю преимущественно мело-мергельную.
В разрезе палеогеновой системы выделяются два отдела – эоценовый и
олигоценовый. Эоценовые отложения представлены известково-мергельной
толщей, олигоценовые - однородной толщей зеленовато-серых плотных
известковистых глин.
Отложения неогена залегают с размывом и угловым несогласием на
отложениях палеогена. В разрезе установлены среднемиоценовые отложения в
объеме тортонского и сарматского ярусов. Разрез представлен глинами,
мергелями, известняками и мелкозернистыми песчаниками.
Четвертичные отложения представлены слоем суглинков и тонким почвенным
слоем.
В таблице 1.1 приведена схема расчлененности верхнего этажа
нефтеносности для 13 горизонта. Согласно этой схеме выделено 12 пластов-
коллектора, объединенные в пачки, которые в свою очередь по условиям
формирования и степени их гидродинамической связанности объединены в
горизонт. Продуктивные отложения представлены неравномерным чередованием
терригенных пород – песчаников, алевролитов, глин и переходных между ними
литологических разностей.
Таблица 1.1 - Расчлененность юрской продуктивной толщи (13 горизонт).
Горизонт Пачка Количество пластов
13 А 2
Б 2
В 3
Г 2
Д 3
Всего 5 12
Среди них встречаются тонкие прослои известняков, мергелей, сидерита,
углей, скоплений обугленного растительного детрита. Коллекторами, на
месторождении, являются средне- и мелкозернистые песчаники и
крупнозернистые алевролиты, емкостно-фильтрационные свойства которых
обусловлены гранулометрическим и минералогическим составом обломочной
части. Для пород-коллекторов характерна неплотная упаковка обломочных
зерен. По типу пустотного пространства коллекторы относятся к поровым.
По составу песчаники и алевролиты относятся к граувакковым,
полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым терригенным
образованиям, окрашенным в зависимости от содержания рассеянного ОРО и
глинистого материала в серые до темно-серых тонов, или в бурый и
коричневато-бурый цвет, если породы пропитаны нефтью.
Выделение в разрезе пород коллекторов и неколлекторов, определение
общей и эффективной толщин, параметров пористости, насыщенности проводилось
по комплексу ГИС английской фирмой Robertson Resirch Internacional
Limited. При выделении коллекторов использовались граничные значения
проницаемости пористости и коэффициента нефтенасыщенности, которые
составляют по проницаемости – 0,001 мкм2, по пористости - 14,0%, и
коэффициента нефтенасыщенности – 0,44 д. ед.
В соответствии с принятой схемой расчленения разреза (пачка, пласт) и
с учетом выделенных пластов-коллекторов и их характера насыщения по площади
13 горизонтана выделено 5 залежей нефти (Таблца 1.2). Залежи А, Б, В, Г и Д
13 горизонта и А, Б 14 горизонта охватывают площадь всего месторождения.
Таблица 1.2 - Количество залежей с 13 по 18 горизонт.
Купол Горизонт Залежь Количество залежей
Основная площадь 13 А, Б, В, Г, 5
Д
Всего залежей 5
Водонефтяные и газонефтяные контакты по залежам обоснованы по
результатам обработки ГИС и опробования преимущественно разведочных и
эксплуатационных скважин, пробуренных до начала интенсивной закачки воды,
что позволило достаточно надежно обосновать начальное положение контактов и
оконтурить залежи. В таблице 1.3 приведены отметки водонефтяных и
газонефтяных контактов по залежи 13 горизота.
1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных
пластов (горизонтов) и их неоднородность
Толщина продуктивной толщи 13-18 горизонтов составляет более 300
метров. В продуктивной толще при детальной корреляции выделяются шесть
горизонтов, которые хорошо прослеживаются и выдержаны по площади. Общая
толщина 13 горизонта изменяются от 40 до 55 метров.
Нефтегазонасыщенная толщина в нефтяной зоне равна эффективной, в
воденефтяной зоне несколько меньше. Среднюю нефтегазонасыщенную толщину
менее 4,0 метров имеют все залежи 13 горизонта.
Коллекторские свойства по залежам определялись по лабораторным
исследованиям на керне и по данным ГИС.
Так при анализе средних значений пористости, определенной по керну,
наибольшей средней пористостью (0,26-0,27) обладают коллекторы 13
горизонта. Средние значения пористости, определенные по ГИС отличаются
незначительно, по залежам 13 горизонта они несколько меньше (0,25-0,26),
что подтверждает установленную закономерность уменьшения пористости с
глубиной. В таблице 1.4 приведены сведения о размерах, типах и характере
насыщения залежей 13 горизонта. По характеру насыщения залежи нефтяные. По
типу природного резервуара залежи в основном пластовые сводовые.
Таблица 1.3 - Положение ГНК и ВНК по залежам 13 гаризонта.
Купол ГоризонтЗалежь Отметка контактов, м
ГНК ВНК
Северное Южное
крыло крыло
Основная площадь13 А, Б, В, Г, -1125-1132 -1137-1142
Д
Таблица 1.4 - Характеристика залежей 13 горизонта.
Площадь, блок, горизонтзалежьТип залежи Характер Размеры залежи,
купол насыщения
залежи
Площадь Высота
нефтеносностизалежи,
, тыс.м2 м
Основная плдь 13 А пл.сводоваянефтяная 178758 335
Б пл.сводоваянефтяная 106748 323
В пл.сводоваянефтяная 225327 314
Г пл.сводоваянефтяная 203733 305
Д пл.сводоваянефтяная 167340 295
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных
коллекторов 13 горизонта
В юрской продуктивной толще Южного Мангышлака (включая и
месторождение Узень) распространены гранулярные коллекторы порового типа.
Промышленная продуктивность 13 горизонта связана с песчаниками и
алевролитами, чьи емкостно-фильтрационные свойства обусловлены
гранулометрическим и минералогическим составом обломочной части, составом и
количеством цемента, способом цементации и иными литологическими факторами
В таблице 1.5 представлены средние значения и интервалы колебаний
величин емкостно-фильтрационных параметров продуктивных пластов.
На 13 горизонте, залежи которых являются максимальными по размерам и
содержат основные запасы нефти, приходится 40% всех выполненных анализов
керна.
В качестве нижнего предела проницаемости продуктивных пород-
коллекторов при последнем подсчете запасов принята величина 0,001 мкм2.
Нижний предел пористости при этом составляет 0,14. По составу зерен
продуктивные коллекторы Узенского месторождения относятся к полимиктовым
(граувакковым, полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым) породам.
Проницаемость продуктивных коллекторов всех пачек 13 горизонтов колеблется
пределах – от 0,001 до 7,301 мкм2.Максимально высокие средние значения
проницаемости (0,582 и 0,669 мкм2) характерны для пачек а и в 13
горизонта.
Данные о начальной нефтенасыщенности пород-коллекторов приведены в
таблице 1.6. Диапазоны проницаемости приняты, исходя из следующих
соображений. Первый диапазон – от нижнего предела проницаемости коллекторов
до 0,050 мкм2 соответствует интервалу проницаемости, в котором принято
выделять трудноизвлекаемые запасы.
Следует отметить, что процент образцов, попадающих в этот диапазон
(почти 40%), близок к доле трудноизвлекаемых запасов в общем объёме
геологических запасов, содержащихся в 13-18 горизонтах.
Далее выделены три диапазона с проницаемостью 0,050-0,300 мкм2,
содержащие активные запасы, и три диапазона, с которыми связаны
высокопродуктивные запасы в коллекторах проницаемостью более 300 мкм2.
Выделение трёх диапазонов в каждой из этих групп учитывало равномерное
распределение имеющихся образцов по диапазонам.
Таблица 1.5 - Средние параметры по пачкам 13 горизонта.
ГорПачкаКпор, % Кпр, мкм2
изо
нт
КоличествоДиапазон Среднее КоличествоДиапазон Среднее
образцов измененийзначение образцов изменений значение
2005 1979
Трудно- 0,001-0,050 179 51,77 48,23
извлекаемые
Активные 0,050-0,100 44 35,03 64,97
0,100-0,200 57 29,96 70,04
0,200-0,300 56 26,59 73,41
Высоко- 0,300-0,500 50 24,41 75,59
продуктивные
0,500-1,200 35 23,98 76,02
более 1,200 44 23,98 76,02
Рисунок 1.1 - Зависимость остаточной водонасыщенности от
проницаемости.
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды
Как видно из рисунка 1.2 изменение свойств нефти происходит наиболее
активно в начальный период контактирования нефти с водой, при этом, темп
дальнейшего снижения давления насыщения при контакте с морской и сточной
водой различен.
Средневзвешенные по площади значения давления насыщения для 13 горизонта
приведены в таблице 1.7.
Таблица 1.7 - Давление насыщения (МПа) по состоянию на 01.01.05 г.
ГоризонтДавление, МПа
начальное минимальное средневзвешенное
13 7,7 5,1 5,9
По средневзвешенным по состоянию на 01.01.05 г. давлениям насыщения
для 13 горизонта получены остальные параметры пластовой нефти
На рисунке 1.3 показан диапазон изменения газосодержания по 13
горизонту в соответствии с минимальными и максимальными значениями давления
насыщения.
Рисунок 1.2– Изменение давления насыщения (МПа) пластовой нефти в
зависимости от содержания воды.
Рисунок 1.3 – Изменение газосодержания (м3м3) пластовой нефти 13
горизонта в зависимости от давления насыщения (МПа).
В таблице 1.8 приведена динамика средних по горизонту параметров
пластовой нефти в процессе разработки. Обоснованные в настоящей работе
объемный коэффициент, плотность и вязкость пластовой нефти (табл. 1.9) по
сравнению с начальной характеристикой пластового флюида в целом изменились
незначительно.
Таблица 1.8 - Начальные и текущие параметры пластовой нефти по
состоянию на 01.01.05г.
горпо Давление Газосодержание,Объемный Плотность,Вязкость,
изосостонасыщения, МПа м3м3 коэффициент,гсм3 мПа*c
нт янию доли ед.
13 нач. 7,65 56,40 1,1950 0,7730 4,24
1987 7,20 48,30 - 0,7960 4,70
тек. 5,90 47,70 1,1680 0,7810 4,51
Средневзвешенные текущие характеристики пластовой нефти по горизонтам
помещены в таблице 1.9. Вся информация о текущих свойствах дегазированной
нефти приведена в таблице 1.10. Изменение текущих параметров добываемой
нефти по 13 горизонту в дегазированном состоянии по сравнению с начальными,
вызванное процессами разгазирования и окисления, видно по результатам
исследований, приведенным в таблице 1.11.
Таблица 1.9 - Свойства пластовой нефти по состоянию на 01.01.05 г.
Параметры кол-во Диапазон Среднее
исследованных изменения значение*
скважин проб
13 горизонт
Давление насыщения нефти газом, 10 11 5,86-7,40 5,9
МПа
Газосодержание, 9 10 49,80-67,60 55,2
м3т
9 10 42,60-58,00 47,7
м3м3
Газовый фактор при ступенчатом
разгазировании в рабочих
условиях, м3т
Р1 = 0,5МПа; Т1 = 400С 45,97
Р2 = 0,2МПа; Т2 = 600С 6,06
Р3 = 0,1МПа; Т3 = 600С 3,18
Суммарный газовый фактор, м3т 55,2
Объемный коэффициент при 9 10 1,168
однократном разгазировании, доли
ед.
Плотность, гсм3 9 10 0,719-0,818 0,7810
Таблица 1.10 – Физико-химические свойства дегазированной нефти по
состоянию на 01.01.05г.
Наименование Количество Диапазон Среднее
исследованных изменения значение
скважин проб
13
горизонт
Плотность гсм 63 119 0,8412-0,8730,8642
5
Вязкость 50 58 106 10,11-38,5 20,22
динамическая
мПа*с,°C
60 49 90 9,30-22 13,45
Массовое серы 2 2 0,1
содержание %
асфальто-смоли26 42 10,16-23,50 17,57
стых веществ
парафинов 23 46 13,90-24,80 20,23
Объёмный выход100,°C 4 4 0,5-2,0 20
% фракций по
200,°C 20 27 4-16 11
300,°C 20 25 22-34 29
Нефтяной газ месторождения Узень относится к разряду жирных газов.
Содержание гомологов метана находится в диапазоне 97-99 % мольных, в том
числе метана – 50-63 %, этана – 16-21 %, С3+В – 17-28 % мольных.
Таблица 1.11 - Начальные и текущие параметры дегазированной нефти.
Горизонт Плот-нВязкость ТемпеМассовое Объемный выход
ость нефти, -ратусодержание, % весфракций, %
нефти мПа*с , ра
при 20при засты
оС, температу-вани
гсм3 ре оС я, 0С
CO2 0,09 C1 0,09
N2 0,81
C1 20,99 C2 0,67
C2 8,98 C3 2,48
C3 8,06 i-C4 1,16
i-C4 1,99 n-C4 3,20
n-C4 3,77 i-C5 2,46
i-C5 1,99 n-C5 2,76
n-C5 2,11 C6 6,45
C6 4,32 C7 7,43
C7+B 4,31 C8+B 73,30
Остаток 42,58 Молекулярная масса401,6
остатка
Молекулярная масса 195 Молекулярная масса315
Одним из основных показателей процесса разработки месторождения и
состояния нефтяных залежей является величина газовых факторов.
В таблице 1.13 приведена величина газового фактора по 13 горизонту.
Таблица 1.13 - Газовый фактор месторождения Узень.
Горизонт 13
Газосодержание, м3т 55,2
Газовый фактор, м3т 55,4
1.5 Запасы нефти и газа
В 2005 году по результатам бурения 5692 скважин по состоянию на
01.01.2005 год был выполнен пересчет запасов нефти и растворённого в ней
газа с 13 по 18 горизонт. Подсчетные параметры и геологические запасы нефти
и растворенного газа по залежам 13 горизонта приведены в таблице 1.14.
Изменения в запасах более чем на 10 % произошли по небольшим залежам,
приуроченным к куполам, на которые приходится 1,4% запасов нефти от всех
запасов верхнего этажа нефтеносности. Так, доля запасов по Основной площади
13, 14, 15, 16, 17 и 18 горизонтов соответственно равна 22,4%; 44,8%;
11,9%; 10,1%; 7,6%; и 2,1%. Причем наибольшее количество запасов
сосредоточено в 13 и 14 горизонтах, из которых добыто наибольшее количество
нефти.
Таблица1.14– Сопоставление подсчитанных запасов нефти с 13 по 18
горизонт с числящимися на Государственном балансе РК.
Купол Гориз. Категория Год Начальные Доля Площадь Нефтенас. Эффектив. Коэффиц.
запасов подсчета геологич. запасов нефтенос.,объем, нефтенас. пористос,
запасов и запасы, гориз. от тыс.м2 тыс.м3 толщина, мдоли ед
расхожденитыс.т местор.,%
е, %
С2 2005 142
1979 не оценены
расхожд.
2 Гидродинамические расчёты при жёстком водонапорном режиме
Исходные данные для проектирования:
1 Периметр расчетного контура Рр=31500 м
2 Площадь в расчетном контуре Sн=46,5∙106 м2
3 Эффективная толщина в контуре hн=5,8 м
4 Глубина скважины Н=1680 м
5 Проницаемость к=0,13∙10-12 м2
6 Вязкость нефти μн=3,5∙10-3 Па∙с
7 Вязкость пластовой воды μв=1,2∙10-3 Па∙с
8 Радиус скважины rс=1,2∙10-3 м
9 Пористость m=0.2
10 Коэффициент нефтенасыщения β=0,876
11 Коэффициент нефтеотдачи η=0,65
12 Пересчетный коэффициент в=1,4 м3т
13 Пластовое давление Рпл=Н10=168010=168атм=16,8 МПа
Для выбора расчетных вариантов разработки необходимо знать предел
давления фонтанирования – минимальное забойное давление, при котором
возможно фонтанирование, которое определяется по формуле:
, (2.1)
Где Н=1500 м – средняя глубина скважин;
Р2=0,5 МПа – буферное давление;
Рнас=12,6 МПа – давление насыщения;
Gэф=22,2 м3т – эффективно действующий газовый фактор;
d=2 – диаметр фонтанных труб, дюймы;
γср – средний удельный вес нефти, гсм3;
γн.пл=0,76 гсм3 – удельный вес нефти в пластовых условиях;
γн.пов=0,852 гсм3 = удельный вес нефти на поверхности.
Подставляя в формулу (1) приведенные данные, получим
Как видно, предел давления фонтанирования ниже начального на 5,6МПа,
что позволяет рассматривать извлечение нефти из пласта фонтанным способом.
В связи с этим предел давления фонтанирования, равный 10,6 МПа, принят в
дальнейшем при расчете за нижний предел рациональной величины забойного
давления.
2.1 Схематизация формы залежи
Выбранный эксплуатационный объект имеет неправильную геометрическую
форму. Точный расчет для данного случая можно выполнить только на
электроинтеграторе. Однако выяснено, что при соблюдении определенных
условий замена формы залежи правильной геометрической фигурой дает
достаточную точность. Заменим площадь выбранного эксплуатационного объекта
площадью кольца, внешний периметр которого равен периметру расчетного
контура.
Все дальнейшие расчеты проводятся для площади кольца. Замена кольцом
делается, когда соотношение малой оси месторождения к большой более одной
трети и менее одной второй. Если эта величина будет менее одной трети, то
месторождение моделируется полосой.
Из условия замены определим внешний радиус кольца (радиус расчетного
контура)
. (2.2)
Радиус центральной батареи (последнего ряда) определяется из условия
равенства площадей (запасов):
Sн= π(rн2 – rц2) ,
откуда
.
2.2 Рациональное размещение скважин по вариантам
Как было указано, радиус расчетного контура равен 5016 м, радиус
последнего ряда равен 3217 м. Эксплуатационные ряды и скважины в них
располагаем по методике ВНИИ. Для выбора рационального варианта разработки
исследуем три расчетных варианта с различным числом эксплуатационных рядов,
а именно, от одного до трех. В расчетах принимается, что одновременно в
эксплуатации находятся максимально три ряда. Отключение каждого внешнего
ряда означает конец этапа.
Здесь рассмотрим вариант, в котором число рядов равно трем, тогда
, (2.3)
где rц = r3 =3217 м – радиус последнего ряда.
На графике (рисунок 1) для заданного ρ3 и числа рядов, равного трем,
получим
,
тогда
r2=5016∙0,75=3762 м,
r1=5016∙0,87=4364 м.
По этому же графику находим
откуда
2 lg rн – lg λ1 – lg lg rнrc = 3,1
lg λ1=2 lg rн – lg lg rнrc – 3,1
lg λ1 =2 lg5016 – lg lg – 3,1
lg λ1=3,48.
Находим значения ,
Зная величины lg λrc2 , и число рядов, работающих одновременно,
находим на графике (рисунок 2) расстояние между скважинами в ряду.
Соединяя точки, соответствующие значениям 0,321; 0,346; 0,367 на оси
с точкой 9,3 на оси lg λrc2, найдем 2σ на каждом ряду для трех
вариантов разработки.
Все значения (rc сводим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1
(rc I вариант II вариант III вариант
1 ряд 4,7(104 9,1(104 1,6(105
2 ряд 4,5(104 8,9(104 1,4(105
3 ряд 4,0(104 8,5(104 1,1(105
Откуда находим значения 2(. (таблица 2.2)
Рисунок 2.1 Расчетная диаграмма расположения рядов скважин.
Рисунок 2.2 Номограмма для определения расстояний между скважинами.
Таблица 2.2
2(, м I вариант II вариант III вариант
1 ряд 112.8 218.4 384.0
2 ряд 108.0 213.6 336.0
3 ряд 96.0 204.0 264.0
Окончательно принимается:
r1 =4364 м; r2 =3762 м; r3 =3217 м.
Найдем число скважин в рядах
ni=2((ri 2(I , значения которых сводим в таблицу
Таблица 2.3
n I вариант II вариант III вариант
1 ряд 243 125 71
2 ряд 219 111 70
3 ряд 210 99 77
2.3 Определение дебитов на отдельных этапах для расчётных вариантов
Для определения ориентировочного времени разработки производим
расчеты всех вариантов по формулам жесткого режима. Все расчеты
производятся при постоянном забойном давлении. Работают одновременно три
ряда. Время отключений считаем объемным методом. Расчеты на этой стадии
производятся без учета добычи воды.
Забойные давления принимаем равными минимальному давлению
фонтанирования. Давление на линии нагнетания принимается равным начальному
пластовому давлению.
Для удобства расчетов все необходимые величины сводим в таблицу. Для
каждого варианта составляется отдельная таблица.
Рассмотрим вариант с тремя рядами.
Найдем запасы между рядами
(2.4)
,
,
V=V1 + V2 + V3 = 21,9 млн. т.
Дебиты совместно работающих рядов определяются по формуле:
,
где Pc j – забойное давление скважины j-го ряда;
(j и (j – внешние и внутренние сопротивления j-го ряда;
,
Qj – дебит j-го ряда.
При одновременной работе трех рядов (первый этап варианта I) система
уравнений имеет вид:
Значения Pc i=Рзаб, найденному в параграфе 2. Результаты решения
системы для трех вариантов, выполненные на компьютере, представлены в
таблице 4.
Для выбора рационального варианта сделаем уточнения, принимая, что во
всех вариантах на первом этапе добывается 5% воды, на втором и третьем
этапах – 15% воды.
Определим среднегодовую добычу нефти за вычетом попутной воды по
этапам.
I вариант.
1. 3,738.430(0,95=3,551.508 тсут.
2. 2,985.542(0,85=2,537.711 тсут.
3. 2,733.919(0,85=2,323.831 тсут.
II вариант.
1.2,746.776(0,95=2,609.437 тсут.
2.2,539.806(0,85=2,158.835 тсут.
3.2,121.336(0,85=1,803.135 тсут.
III вариант.
1. 1,890.581(0,95=1,796.052 тсут.
2. 1,830.615(0,85=1,556.022 тсут.
3. 1,877.624(0,85=1,595.981 тсут.
Уточненные сроки разработки для I варианта:
1.,
2. ,
3. .
В таблице 2.4 указаны уточненные сроки разработки для всех вариантов.
I Вариант - По три ряда II Вариант - По два ряда III Вариант - По однму ряду
Работают три ряда Работает два ряда Работает один ряд
Дебит первого ряда, 3,077.818 Дебит первого ряда, тсут2,050.455 Дебит первого ряда, тсут 1,890.581
тсут
Дебит второго ряда, 542.684 Дебит второго ряда, тсут696.321 Суммарный дебит, тсут 1,890.581
тсут
Дебит третьего ряда, 117.928 Суммарный дебит, тсут 2,746.776
тсут
Суммарный дебит, тсут 3,738.430
Работают два ряда Работает один ряд
Дебит второго ряда, 2,452.584 Дебит второго ряда, тсут1,871.296 Дебит второго ряда, тсут 1,830.615
тсут
Дебит третьего ряда, 532.958 Дебит третьего ряда, 668.510 Суммарный дебит, тсут 1,830.615
тсут тсут
Суммарный дебит, тсут 2,985.542 Суммарный дебит, тсут 2,539.806
Работает один ряд Работает один ряд
Дебит третьего ряда, 2,733.919 Дебит третьего ряда, 2,121.336 Дебит третьего ряда, тсут1,877.624
тсут тсут
Суммарный дебит, тсут 2,733.919 Суммарный дебит, тсут 2,121.336 Суммарный дебит, тсут 1,877.624
Уточненные сроки разработки по этапам и по вариантам разработки в годах
Срок разработки 1-го 6.989694068 Срок разработки 1-го 9.51314575 Срок разработки 1-го этапа13.8213992
этапа этапа
Срок разработки 2-го 7.822402484 Срок разработки 2-го 9.195233649Срок разработки 2-го этапа12.7575258
этапа этапа 1
Срок разработки 3-го 6.639733651 Срок разработки 3-го 8.557106579Срок разработки 3-го этапа9.66779955
этапа этапа 9
Срок разработки по I 21.45 Срок разработки по II 27.27 Срок разработки по III 36.25
варианту варианту варианту
Таблица 2.4 - уточненные сроки разработки для всех вариантов.
Добыча попутной воды по этапам для трех вариантов:
I вариант.
1. 3,738.430(0,05(365(6,99=0.477 млн. т,
2. 2,985.542(0,15(365(7,822=1.279 млн. т,
3. 2,733.919(0,15(365(6,64=0.994 млн. т.
II вариант.
1. 2,746.776(0,05(365(9,513=0.477 млн. т,
2. 2,539.806(0,15(365(9,195=1.279 млн. т,
3. 2,121.336(0,15(365(8,557=0.994 млн. т.
III вариант.
1.1,890.581(0,05(365(13,821=0.477 млн. т,
2.1,830.615(0,15(365(12,756=1.279 млн.
3.1,877.624(0,15(365(9,668=0.994 млн. т.
2.4 Расчёт поддержания пластового давления
2.4.1 Определение количества нагнетаемой воды
Для поддержания пластового давления (ППД) в пласт необходимо
закачивать столько воды, сколько отбирается жидкости из этого пласта.
Объем воды требуемый для нагнетания:
I вариант
1. (9,061+0.477)*1,4 = 13.353 млн.м3;
2. (7,246+1.279)*1,4 = 11.934 млн.м3;
3. (5,632+0.994)*1,4 = 9.276 млн.м3.
II вариант
1. (9,061+0.477)*1,4 = 13.353 млн.м3;
2. (7,246+1.279)*1,4 = 11.934 млн.м3;
3. (5,632+0.994)*1,4 = 9.276 млн.м3.
III вариант
1. (9,061+0.477)*1,4 = 13.353 млн.м3;
2. (7,246+1.279)*1,4 = 11.934 млн.м3;
3. (5,632+0.994)*1,4 = 9.276 млн.м3.
2.4.2 Определение забойного давления в нагнетательных скважинах
Давления на забое нагнетательных скважин определяется по формуле:
Рзн= Рнаг+ Рст- Ртр (2.5)
где Рнаг = 10 МПа – давление на выкиде насоса;
Рст = Н100 = 16,8 МПа – гидростатическое давление столба воды в
нагнетательной скважине;
Ртр – потери давления на трение, определяемые по формуле Дарси-Вейсбаха:
(2.6)
где λ – коэффициент трения, для определения которого найдем число
Рейнольдса по формуле:
(2.7)
где D = 10 см – диаметр колонны; μ = 1 мПа*с = вязкость закачиваемой воды.
Принимая объем нагнетаемой воды q = 500 м3сут, найдем:
Так как Re 4000, то λ определяем по формуле Блазиуса:
Тогда
Таким образом
Рзн= 10 + 16,8 - 0,558 = 26,24 МПа.
2.4.3 Определение числа нагнетательных скважин
Число нагнетательных скважин определяется из трансцендентного уравнения:
, (2.8)
где ζ = 2 - коэффициент загрязнения призабойной зоны нагнетательной
скважины;
Qн – объем закачки воды;
μ = 1 мПа*с – динамическая вязкость закачиваемой воды;
rнаг=rн+ 500 = 5016 + 500 = 5516 м – радиус нагнетательного ряда;
rcн= 10-4 м – приведенный радиус нагнетательной скважины.
Необходимое число нагнетательных скважин по вариантам разработки для всех
этапов:
I вариант
n1 = 6.233*(7,742 - lg n1), n1= 38 скв;
n2 = 4.978*(7,742 - lg n2), n2= 31 скв;
n3 = 4.558*(7,742 - lg n3), n3= 29 скв.
II вариант
n1 = 4.580*(7,742- lg n1), n1 =29 скв;
n2 = 4.234*(7,742 - lg n2), n2=27 скв;
n3 = 3.537*(7,742 - lg n3), n3 = 23 скв.
III вариант
n1 = 3.152*(7,742 - lg n1), n1 = 20 скв;
n2 = 3.052*(7,742 - lg n2), n2= 20 скв;
n3 = 3.130*(7,742 - lg n3), n3= 20 скв.
Результаты расчетов, сводятся в таблицу 2.5
Таблица 2.5 - Результаты расчетов
Показатель Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3
1 этап
Кол. Кол. Диапазон Сред. Коэф
скв. знач.изминения. знач. вар
Нач.пл. дав. приведённое к 35 26 max min 10,07 -
условной ... 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
