Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УЭЦН Озерного месторождения

Федеральное агентство по образованию  Российской федерации

ФГОУ  СПО "Пермский нефтяной колледж" 
 
 
 

КУРСОВАЯ РАБОТА

Анализ  добывных возможностей скважин, оборудованных  УЭЦН

Озерного  месторождения

ПНКО. 13050302. Э37  
 
 
 
 

Руководитель:       С.А. Салынова

Разработал:       М.С. Ширякин

Введение..................................................................................................................4

1. Геологическая часть
1. Общие сведения о месторождении.............................................................5
2. Литолого-стратиграфическая характеристика...........................................7
3. Тектоника.....................................................................................................11
4. Нефтегазоносность......................................................................................13
5. Физико-химические свойства флюидов и коллекторов..........................20
6. Типовая конструкция скважин……..........................................................29
2. Техническая часть
1. Современное состояние разработки..........................................................31
2. Используемое оборудование......................................................................35
3. Анализ добывных возможностей скважин...............................................43
1. Определение коэффициента продуктивности................................43
2. Определение минимально допустимого забойного давления …………………………………………………………………………..…44
3. Определение максимального допустимого дебита скважины ……………………………………………………………………………..44
4. Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами.......................................................................................................45

2.3.5 Таблица расчетных данных по анализу добывных возможностей...............................................................................................45

4. Анализ технологических режимов работы скважин................................46
1. Определение газового фактора на приеме насоса..........................46                                                  
2. Определение приведенного пластового давления по кривой разгазирования.............................................................................................47
3. Определение оптимального допустимого погружения насоса под динамический уровень жидкости..............................................................47                                               
4. Определение фактического  погружения насоса под динамический уровень жидкости..............................................................49                                    

5. Определение разницы между оптимальным и  фактическим погружением насоса под динамический уровень.....................................49
6. Определение коэффициента подачи насоса...................................50
7. Сводная таблица расчетных данных...............................................51
5. Выбор оборудования...................................................................................51

2.5.1. Определение необходимого напора  ЭЦН.......................................51

6. Выводы и рекомендации.............................................................................53

3. Организационная часть

1. Охрана окружающей среды .......................................................................55
2. Охрана недр……………….........................................................................59
3. Охрана труда................................................................................................61               
4. Противопожарные мероприятия................................................................63

Заключение...........................................................................................................66

Список  литературы.............................................................................................67

     Разработка  данного курсового проекта в  основном направлена на то, чтобы студент  научился разбираться в технологических  режимах работы скважин, научился выбирать и создавать их.

     Выпускаясь  из учебного заведения студент должен быть хорошо подготовленным специалистом, который сможет разрабатывать месторождения так, что коэффициент извлечения нефти будет максимальным, а затраты при этом минимальны. Главное добыть много ни как можно быстрее, загубив при этом месторождение за 5-10 лет, а как можно больше из того, что есть в недрах. Пусть это будет не очень быстро, главное  рационально.

     Данный  курсовой проект является творческой практической работой.  Его целью  является сравнительный анализ фактического материала путем перерасчета его на теоретический. В нем студент всё рассчитывает самостоятельно, обдумывает, принимает решения, делает выводы и дает рекомендации. 

     Я взял для изучения Озерного месторождения, на котором я проходил свою первую производственную практику, благодаря которой я многому научился.  

     1.1. Общие сведения  о месторождении

     В административном отношении Озерное  месторождение расположено на севере Пермской области на юго-западной окраине  Красновишерского района. От районного центра г. Красновишерска оно удалено в южном направлении на 30 км, от областного центра г. Перми – 470 км на север.

     Площадь месторождения расположена в  удалении от населенных пунктов.  Главными транспортными артериями района являются шоссейная автодорога Пермь – Кунгур – Березняки – Соликамск - Красновишерск, электрофицированная железная дорога Пермь-Соликамск, реки Кама и Вишера.

     В орографическом отношении район  работ расположен в междуречье р. Язьвы и Вишеры и представляет собой полого всхолмленную равнину с заметным понижением рельефа в западном направлении от 260 до 130 м. В пределах площади сильно развита речная сеть. С севера и запада район ограничивает р. Вишера, которая участками сильно меандрирует, образуя множество озер-стариц. Наиболее крупными озерами являются – Сосновское, Кабаниха, Губдорское (Рис. 1.1). Непосредственно в центре месторождения находится озеро Нюхти, признанное гидрогеологическим памятником природы. На западе пойма р. Вишеры сильно заболочена. Северо-восточнее площади месторождения протекает р. Язьва – левый приток Вишеры. Восток - северо-восток площади окаймляет р. Глухая Вильва, река Колынва – с юга, запада и востока. Площадь месторождения сильно заболочена (до 50%). В между речьи рек Глухая Вильва и Колынва расположено болото «Дорыш» глубиной более 2 м.

     Значительная  часть территории покрыта лесом  смешанного типа, преимущественно хвойного.

     Климат  района континентальный с холодной продолжительной зимой, теплым, сравнительно коротким летом. Средняя годовая  температура воздуха -0,2ºС. Самым холодным месяцем в году является январь со средней температурой воздуха -17,2ºС, самым теплым – июль +16,8ºС. Абсолютный минимум температур воздуха -53ºС, абсолютный максимум +36ºС. Продолжительность безморозного периода в среднем составляет 84 дня.

     Годовая сумма осадков достигает 852 мм. Максимальное количество осадков за месяц наблюдается  в ноябре – 88 мм, минимальное –  в феврале 49мм.

     Максимальная  высота снежного покрова на открытом участке составляет 103 см, минимальная  – 64 см. Преобладающим направлением ветра в течение года является южное.

     Слабо развитая дорожная сеть, большое количество мелких речек, отсутствие переправ через  основные реки, значительная залесенность и заболоченность местности позволяют  отнести данное месторождение к месторождениям с трудными природно-климатическими условиями.

     Электроэнергией район работ не обеспечен. Населенных пунктов в районе работ нет.

     Ближайший нефтепровод Геж-Каменный Лог находится  в 42 км от площади месторождения.

     Месторождение расположено в перспективном нефтегазодобывающем районе. Соседними открытыми месторождениями являются Гежское, Кисловское, Цепелское, Гагаринское, Мысьинское, Маговское и др.

     На  Озерном месторождении не обнаружено месторождений твердых полезных ископаемых, находящихся на государственном учете. В 1,5-2,5 км западнее и юго-западнее Озерного месторождения проходит северная граница распространения калийных солей Верхнекамского калийного месторождения.

      1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика

     Геолого-стратиграфический разрез Озерного месторождения изучен по материалам структурных, поисковых и разведочных скважин. Наиболее полный разрез, от четвертичных до вендских отложений, вскрыт скважине №  38 (2325 м) и является типичным для Соликамской впадины. Нефтеносность в стратиграфическом отношении приурочена к отложениям сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок).

     Пермская  система (Р)

     Представлена  верхним и нижним отделом. Нижний отдел охарактеризован отложениями кунгурского, артинского, сакмарского и ассельского ярусов. Мощность отложений соленосной, глинисто-ангидритовой и глинисто-карбонатной толщ кунгурского яруса (P₁k) колеблется от 458 до 570 м.

     Артинский ярус (P₁ar) подразделяется на две толщи: терригенную и карбонатную. Толщина терригенной пачки в межрифовой фации колеблется от 180 до 250 м и на вершине рифа - от 100 до 150 м. Представлена  известковистыми аргиллитами плотными, крепкими с прослоями алевролитов известковистых плотных. Карбонатная пачка сложена известняками органогенными, плотными. Рифовая фация развита в вершинной части поднятия. На склонах к краям рифа известняки обогащаются глинистым материалом, появляется слоистость, общее количество фауны убывает. Толщина карбонатной пачки колеблется от 58 м в межрифовых разрезах (скважин  №№ 49, 36) до 189 м в вершинной части поднятия (скважин №№ 43, 42, 38).

     Самарский (P₁s) и ассельский ярусы (P₁a) представлены известняками, прослоями доломитизированными, органогенными, перекристаллизованными, мелкокавернозными, пористыми и доломитами участками окремнелыми, плотными.

     Проницаемые пласты в кровле сакмарских отложений  нефтенасыщены (скважины №№ 46, 48, 47). Общая  толщина сакмарско-ассельских отложений  колеблется от 191 до 261 м.

     Каменноугольная система (С)

     Представлена  тремя отделами. Верхнекаменноугольные  (C₃) отложения сложены доломитами и известняками толщиной от 71 (скважина № 38) до 80-110 м (скважина № 49).

     Средний отдел каменноугольной системы  включает московский и башкирский ярусы. Московский ярус (C₂m) в составе мячковского, подольского, каширского и верейского горизонтов представлен известняками плотными крепкими, слабо доломитизированными с прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина отложений московского яруса колеблется от 195 до 218 м.

     Башкирский  ярус (C₂b) представлен известняками с прослоями доломитов. Известняки органогенно-обломочные, от скрыто до крупнозернистых, участками плотные, пористые, со стилолитовыми швами и сутурными линиями. Доломиты скрыто- и мелкокристаллические, плотные, крепкие, с включениями кремня, кавернозные. К отложениям башкирского яруса приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений 63-90 м.

     Нижний  отдел каменноугольной системы  включает отложения серпуховского, визейского и турнейского ярусов. Серпуховский ярус (C₁s) характеризуется широким развитием кавернозности отложений. Представлен известняками и доломитами среднезернистыми с крупными кавернами. Мощность отложений 110-128 м.

     Карбонатные отложения окского (C₁ok) и тульского (C₁tl) возраста представлены известняками и доломитами. Известняки от мелко- до крупнозернистых, плотные, крепкие, с включениями глубокого ангидрита, со стилолитовыми швами и трещинами, выполненными глинистым материалом. Доломиты и доломитизированные известняки окремнелые, с гнездами крупнокристаллического кальцита. В верхней части окского надгоризонта установлена промышленная нефтеносность. Толщина отложений окского надгоризонта составляет 123-151 м, карбонатной пачки тульского горизонта - 12-17 м.

     Терригенные отложения тульского горизонта представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами Тульские терригенные отложения залегают на размытой поверхности турнейского (впадинные и склоновые разрезы) и фаменского (рифовые разрезы) ярусов. Толщина отложений терригенной толщи 11-42 м.

     Турнейские  отложения (C₁t) в пределах рифогенного массива отсутствуют. В разрезах впадинного типа отложения турнейского возраста представлены карбонатными и терригенно-карбонатными комплексами пород заволжского, малевско-упинского, черепетского и кизеловского возраста. Толщина отложений турнейского возраста 159-166 м.

     Девонская система (D)

     Представлена  фаменским, франским и живетским  ярусами.

     Разрез  фаменского яруса (D₃fm) представлен двумя типами: рифовым и межрифовым (впадинным). Разрезы рифового типа прослежены во всех скважинах в пределах массива. Представлены известняками и доломитами без ощутимых глинистых примесей. Известняки светло- и темно-серые, с остаточной фауной брахиопод и криноидей, прослоями кавернозные со следами выщелачивания. Доломиты светло-серые до белого, скрытокристаллические, плотные, иногда кавернозные. К карбонатным породам рифовой фации приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений фаменского возраста колеблется в пределах 126-163 м.

     Впадинный тип разрезов представлен известняками серыми и темно-серыми, участками доломитизированными, глинистыми, чередующимися с пачками переслаивания битуминозных известняков, реже сланцев. Толщина отложений впадинного типа разреза фаменского яруса составляет 105 м (скважина  № 49).

     Верхнефранский  подъярус (D₃f²) – нерасчлененная толща (ливенский, евлановский, воронежский, бурегский горизонты). Для рифового типа разреза характерны известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические, массивные, прослоями кавернозные, с вертикальными трещинами, выполненными кальцитом, с фауной брахиопод и доломиты крепкие, массивные, известковистые. Толщина верхнефранских отложений в рифовой фации составляет 271-290 м. Верхнефранская толща в межрифовых разрезах (скважин №№ 49) представлена известняками в различной степени окремнелыми, битуминозными, с тонкими прослоями сланцев битуминозно-известковистых. Толщина составляет около 48 м.

     Нижнефранский подъярус (D₃f¹) включает отложения кыновского горизонта, представленные известняками, и терригенную толщу кыновско-живетского возраста, залегающую на размытой поверхности вендского комплекса

     Вендский  комплекс (V) представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толща в скважине № 49 составляет 18 м.

     Озерное месторождение в тектоническом отношении приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Соликамской депрессии

     Тектоническое строение Соликамской впадины изучено  по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.

     Вся территория Соликамской впадины  расположена в области распространения  единого крупного Камско-Кинельского  прогиба с широким развитием  рифовых построек позднедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Озерная структура является таким рифогенным массивом. Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ картируется в виде моноклинального склона на северо-восток. Глубина залегания фундамента около 6 км.

     Поверхность отложений вендского комплекса (скважин №№ 35, 38, 49) представлена упрощенной моноклиналью с падением слоев с запада на восток от абсолютных отметок –2092 м до –2134 м. Угол наклона слоев составляет 0º30'.

     По  кровле терригенных отложений кыновского горизонта (III отражающий горизонт) Озерная структура находится в пределах структурного мыса, открывающегося на северо-запад (стратоизогипса –2100 м).

     В строении верхнедевонского карбонатного комплекса Озерная структура  представляет собой рифогенное сооружение, осложненное двумя вершинами. Высота рифа, начавшего рост в бурегское время, 460 м.

     По II отражающему горизонту (кровля терригенных  отложений тульского горизонта) Озерная структура представляет собой купол неправильной формы  размерами 5,7х6,0 км по замкнутой стратоизогипсе –1650 м. Амплитуда западной вершины 135 м, восточной –105 м. Углы наклона северо-восточного крыла более 4º, юго-восточного 3º22'.

     Структурный план башкирского яруса изучен по данным глубокого бурения. Все структурные  построения проведены с учетом информативного нижележащего структурного плана по кровле тульских терригенных отложений. Размеры структуры по изогипсе –1270 м  составляют 5,75х4,9 км, амплитуда 45 м. Углы наклона: восточного крыла 2º40', западного 2º55'.

     По  горизонту А^Т (поверхность артинских терригенных отложений) структура представляет собой куполовидную складку размерами 3,5х3,0 км по замкнутой изогипсе  –480 м. Амплитуда поднятия 24 м. Углы наклона: восточного крыла 1º27', западного - 1º47'.

     Строение  нижнепермского комплекса осложнено  рифогенным сооружением артинского возраста. Максимальная высота рифа отмечена в районе скважин №№ 38, 42, 43 и составляет 170 м. Склон рифа, представленный переслаиванием слоистых карбонатных пород с рифогенными разностями, прослеживается в разрезах скважин №№ 46 и 48. В это же время, в верхнедевонском структурном этаже наблюдается в районе этих скважин наиболее высокая вершина рифа.

     Таким образом, в тектоническом отношении  Озерная структура представляет собой купол тектоно-седиментационного  происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов по маркирующим горизонтам терригенного девона, каменноугольных отложений и артинского яруса, вследствие развития последевонского и раннепермского органогенных сооружений.  
 

     В разрезе Озерного месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):

• нижнепермский карбонатный НГК;
• среднекаменноугольный карбонатный НГК;
• нижне-средневизейский терригенный НГК;
• верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК;
• кыновско-эйфельский терригенный НГК.

     Нижнепермский карбонатный НГК

     На  Гежском, Кисловском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском месторождениях нефтепроявления  приурочены к филипповским, сакмарским, ассельским и артинским отложениям. На Озерном месторождении нефтепроявления  в артинских отложениях отмечены в скважинах №№ 48, 49, 50, 51. Промышленная нефтеносность установлена в сакмарском пласте (См).

     Среднекаменноугольный карбонатный НГК

     Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и  верейского горизонтов, башкирского  и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских – практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Озерном месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского яруса (пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃) и окского надгоризонта (пласт Ок).

     Нижне-средневизейский  терригенный НГК

     В северной части Соликамской впадины  в пределах комплекса выделяется тульский пласт. Нефтепроявления отмечены на Мысьинском, Гагаринском месторождениях, на Кисловском и Федорцевском – получены промышленные притоки. На Озерном месторождении тульский пласт представлен заглинизированными уплотненными песчаниками и алевролитами. По результатам исследований керна (скважин №№ 48, 50, 51), испытаний в открытом стволе (скважин №№ 35, 46) и перфорации (скважина № 36) были отмечены нефтепроявления и незначительные притоки нефти, не имеющие промышленного значения.

     Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

     В пределах комплекса нефтепроявления  в турнейско-фаменских отложениях отмечены практически на всех месторождениях Соликамской впадины. Залежи нефти с промышленными запасами выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В верхне и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления встречены на Кисловском, Чашкинском, Озерном (скважины №№ 36, 44, 38, 51) месторождениях.

     Кыновско-эйфельский терригенный НГК

     Нефтепроявления по кыновскому и пашийскому пластам  отмечены на Кисловском, Гагаринском, Пихтовском и Бельском месторождениях. На Озерном месторождении нефтепроявления встречены в одной скважине 49. Отложения кыновского горизонта испытаны совместно с семилукскими и саргаевскими известняками в открытом стволе в двух скважинах (приток фильтрата, бурового раствора и пластовой воды). Это подтверждает низкую перспективность нефтегазоносности девонских терригенных отложений на изучаемой территории.

     В результате, на месторождении установлена  нефтеносность в карбонатных  отложениях сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок). Строение залежей схематично отображено на геологических профильных разрезах средне- и нижнекаменноугольных продуктивных отложений I-I по линии скважин №№ 49, 50, 47, 48, 46, 43, 42, 38, 36 и турней-фаменских отложений II-II по линии скважин №№  49, 50, 47, 46, 42, 38, 36

     Общая характеристика залежей приведена в таблице 1. 
 

     Таблица 1

     Характеристика  залежей.