Анализу работы установок "Тандем" в скважинах Покамасовского месторождения

Федеральное агентство по образованию

государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт  Нефти и газа

Кафедра «Разработка и  эксплуатация нефтяных месторождений»  

 
 
 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА 

к квалификационной работе на тему: 

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________ 

Студент:____________________________/____Ф.И.О._______________/ 

Форма обучения:       бакалавр 

Руководтель:___________________________/_________Ф.И.О.________/

                            Оценка отзыва__________________ 

Нормоконтроль: _________________________________/_________________/

                            Оценка работы__________________

     
 

РАБОТА  ДОПУЩЕНА К ЗАЩИТЕ В ГЭК 
 

Зав. кафедрой РЭНМ            С.И. Грачев

 

      

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский  государственный нефтегазовый университет»

Институт  нефти и газа 
 

                                                 УТВЕРЖДАЮ:

                                                 Зав.кафедрой РЭНМ_______

                                                 «___» ___________ 200__ г. 
 

   Задание К КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЕ 
 

Студенту 

1. Тема  работы утверждена приказом по университету от «___» ____________ 200__ г.

№

2. Срок  сдачи студентом законченной  работы от «______» ________________ 200__ г.

3. Исходные  данные к работе

4. Содержание  расчетно-пояснительной  записки  (перечень подлежащих разработке вопросов)

5. Перечень  графического материала (количество  слайдов)

 
 

Дача  выдачи задания «___» ____________________ 200___ г. 

Руководитель _______________________ / ________________ 

Задание принял к исполнению «_____» ________________________ 200__ г.

_____________________________

    (подпись  студента) 

      Содержание 
 

 

ВВЕДЕНИЕ

 
 

      Юрские  пласты нефтяных залежей месторождений  Западной Сибири создают множество проблем при разработке и эксплуатации. Повышенный газовый фактор, низкая продуктивность пластов, существенная не стационарность процессов фильтрации, тяжелый вывод скважин на режим после глушения и другие осложнения значительно затрудняют работу серийного насосного погружного оборудования для добычи нефти. Примером таких месторождений может служить Покамасовское месторождение НГДУ ”Лангепаснефть”.

      Многие  скважины Покамасовского месторождения, оборудованные сепараторными установками погружных центробежных электронасосов (ЭЦН), эксплуатируются недостаточно эффективно. На месторождении имеется большой фонд бездействующих скважин, для вывода которых было принято решение о внедрении в эксплуатацию погружных насосно-эжекторных систем. Технология применения этих установок, разработанная в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, предусматривает снабжение погружного насоса газосепаратором (эжектором). Поскольку такая погружная система включает два насоса: центробежный и струйный, новая технология получила название “Тандем”.

      Дипломный проект посвящен анализу работы установок "Тандем" в скважинах Покамасовского месторождения, разрабатываемого НГДУ "Лангепаснефть". Скважины для анализа были выбраны из категории трудновыводимых на режим и часторемонтируемых. Также в проекте дано экономическое обоснование выгодности оснащения скважин установками "Тандем", оценка деятельности предприятия с точки зрения экологии и охраны окружающей среды, безопасности труда.

      Работа  выполнена по данным Покамасовского месторождения, полученным в НГДУ "Лангепснефть". В проект также вошли данные о работающих в скважинах установках "Тандем", полученные при проведении работы по внедрению установок, которая была опубликована под названием "Освоение бездействующих скважин на Покамасовском месторождении"                             в журнале "Нефтяное хозяйство" №8 за 1997 год. 

      1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

 

      Покамасовское месторождение расположено в  Сургутском районе Ханты-Мансийского  автономного округа в 55 км от г. Сургута. Месторождение приурочено к долине р. Обь, характеризующейся широкой поймой (до 40 км) и многочисленными притоками. Весь район сильно заболочен. Значительная часть месторождения (20 %) находится непосредственно под руслом реки Обь и ее притоками. Отмечается множество озер глубиной до 3 м. Весеннее половодье сильно растянуто.

          Залежь нефти приурочена к верхней части васюганской свиты – пласту ЮВ₁. Промышленная разведка закончена. Запасы нефти утверждены ГКЗ СССР – протоколы №№ 8238 от 21.02.1979 г и 8300 от 22.06.1979 г.

          В 1982г для всего месторождения  СибНИИНП составлена технологическая схема разработки, которая утверждена ЦКР Миннефтепрома как основа для проектирования обустройства на запланированные объемы добычи нефти (протокол № 1022 от 18.05.1983 г).

          В 1984 г СибНИИПН составлена  дополнительная записка с выделением  технологических показателей для северной правобережной части месторождения. В схеме предусматривалось разбуривание по треугольной сетке 500х500 м (21,6 га) и площадное (семиточечное) заводнение. Общий проектный фонд 315 скважин, в т.ч. 195 добывающих, 84 нагнетательных, 28 резервных и 8 прочих. Проектный уровень добычи нефти 1400 тыс.т, жидкости 2730 тыс.т, объем закачки воды 3960 тыс.м³.

      В 1986 г уточнили границу раздела  месторождения между объединениями  «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть», естественно изменились запасы нефти, отнесенные по объединениям. В связи с охраной реки Обь выделены запасы в подрусловой части, относимые к забалансовым.

          В декабре 1986 г на совещании  при главных геологах объединений  «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть» было решено для реализации циклического воздействия на залежь с учетом высокой неоднородности коллекторов отказаться от площадного заводнения и перейти к линейной трехрядной блоковой системе разработки по схеме единой для всего месторождения.   

      В настоящее время месторождение разрабатывается ТПП «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз» и АО «Мегионнефтегаз». ТПП «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз» разрабатывает правобережную часть месторождения.

      1.2. История освоения  месторождения

 

          Месторождение открыто в марте  1972 г. На месторождении пробурено 17 разведочных скважин, из них вскрыли залежь 10 скважин, 3 скважины за контуром нефтеносности и 4 скважины в зонах отсутствия коллекторов.     На северной части месторождения (территория объединения «Татнефть») пробурено 8 разведочных скважин, из них вскрыли залежь №№ 2,3,6,15, за контуром нефтеносности №12 и в зонах отсутствия коллекторов №№ 7,14 и 20. В таблице 1.1 представлены начальные запасы нефти и растворенного газа северной части Покамасовского месторождения

          Из всех разведочных скважин, вскрывших залежь, получены промышленные притоки нефти дебитом 50-130 м³/сут при фонтанировании. В скважинах №№ 2,8,9, получены притоки нефти и воды – это ВНЗ по подсчету запасов.

          Залежь пластовая сводовая, литологически  экранированная с востока.     При подсчете запасов нефти и составлении технологической схемы разработки 1982 г (СибНИИНП) положение ВНК принято наклонным по данным опробования скважин от –2681 м в районе скв.9 (южное крыло структуры) до – 2701 на северном крыле. Объяснение этому не было дано. Возможно «наклон» ВНК связан с наличием не выявленных литологических экранов, а также с возможным линзовидным залеганием коллекторов.

          Нефтесодержащими являются терригенные  кварцево-полевошпатовые коллекторы порового типа – пласт ЮВ₁ васюганской свиты. Коэффициент песчанистости составляет 0,58; коэффициент расчлененности равен 3,5 (в разрезе встречается до 6 нефтенасыщенных пропластков).

Таблица 1.1. 

      Начальные запасы нефти и растворенного  газа северной

      части Покамасовского месторождения

Категория	Зона	Запасы  нефти, тыс.т		Запасы  газа, млн.м3
		Всего: балансовые извлекаемые	в т.ч. под р.Обь балансовые Извлекаемые	всего: балансовые извлекаемые	в т.ч. под р.Обь балансовые извлекаемые
С1	НЗ	КИН 62036      29119      0,47	13725 6533	5645 2650	1249 595
	ВНЗ	13421 6323        0,47	2154 1077	1221 575	196 98
	НЗ+ВНЗ	75457 35442      0,47	15879 7610	6866 3225	1445 693
С2	НЗ+ВНЗ	125756   4885      0,38	__	1161 445	__

 

          Водонефтяная зона по данным  подсчета запасов по разведочным скважинам составляет около30% от площади нефтеносности, доля извлекаемых запасов в ВНЗ составляет 13,4% от запасов по месторождению. Учитывая значительную расчлененность объекта, эти параметры в процессе разбуривания месторождения могут значительно измениться, преимущественно в сторону уменьшения.

          Запасы нефти и газа в подрусловой  части подсчитаны с учетом  возможности размещения кустов скважин за пределами 1000 метровой охранной полосы. В связи с невозможностью извлечения этих запасов их предлагается отнести к группе забалансовых. При проведении технологических расчетов эти запасы не учитывались. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

        2.1. Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

 

      Рассматриваемое месторождение расположено в северной части южной геокриологической зоны, где подмерзлотный талик прослеживается до глубины около 150-200м.

      Реликтовые  мерзлые породы приурочены к низу новомихайловской и верху атлымской  свит олигоцена толщиной в 50-100 м.

      Слой  мерзлых осадочных пород имеет сложное строение. Пески кварцевые, разнозернистые, но преимущественно мелко и тонкозернистые. Эти породы имеют температуру не ниже- 0,5°C.

      Слой  древней мерзлоты толщиной 30-50 м  подстилается водонасыщенными песками  и супесками низа атлымской свиты. Ниже залегают глины тавдинской свиты, являющиеся мощным водоупорным разделом. Подмерзлотная вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевая. В ней содержится растворенный газ, состоящий из кислорода, углекислого газа и сероводорода в количествах соответственно 1,5, 74,8, 1,95 мг/л, что придает этим водам агрессивные свойства по отношению к металлу и бетону.

      В зоне повсеместного распространения  талика, т.е. в слое сезонного теплообмена до глубины около 10-15 м ниже дневной поверхности, фиксируются положительные температуры в пределах 0,5-2,0°C и отсутствие современной мерзлоты. На диаграммах замера температуры, выполненных без длительного простоя скважин для замера термоградиента, положительные температуры прослеживаются до глубины 100-200 м, а ниже расположен безградиентный интервал с отрицательными температурами порядка- 0,5⁰С, где расположена толща реликтовых мерзлых пород с нулевой температурой в ее подошве. Среднегодовая температура воздуха-29°C складывается из максимальной +36°C в июле и минимальной в январе-52°C. Эта резкая нестабильность температурного режима воздуха создает соответствующие условия для грунтов и верхней части пород геологического разреза до образования мерзлоты на относительно больших глубинах, чему способствует техногенная деятельность человека. Болота промерзают до глубины 10 м, а при постоянном удалении снежного покрова на участках распространения суглинков с влажностью в 20% за 10 лет они промерзают до глубины 12 м. Увеличение глубины сезонного промерзания приводит в этих районах к пучению пород.

      2.2. Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза

 

      В геологическом строении Покамасовского месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла.

      Доюрский  фундамент.

      Образования фундамента подразделяются на два структурных  тектонических этажа: нижний – собственно складчатый фундамент и верхний, сложенный эффузивной магматической породой типа базальтового порфирита.

      Юрская  система (J).

        Отложения юрской системы представлены  всеми тремя отделами.               В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

      Тюменская свита (J1 -  J3 kl1) залегает с несогласием на доюрских породах. Отложения свиты, сложены континентальной толщей часто чередующихся песчаных, песчано-алевролитовых пород и аргиллитовых пород. Для всего разреза тюменской свиты характерно обильное содержание растительного детрита и наличие прослоев каменного угля. Толщина отложений тюменской свиты в пределах месторождения 400-420м.

      Васюганская свита (J3 cl+ox) залегает на породах тюменской свиты. Отложения свиты, представлены осадками открытого морского бассейна. В разрезе свиты выделяются две подсвиты: нижняя и верхняя.

      Нижняя  подсвита, представлена аргиллитами темно-серыми иногда с буроватым оттенком, участками известковистыми, слюдистыми с прослоями мелкозернистых серых и темно-серых алевролитов.

      Верхняя подсвита, сложена песчано-глинистыми отложениями. К песчаникам васюганской свиты, приурочен продуктивный горизонт ЮВ₁, с верхним пластом которого (ЮВ_1-1) связана нефтяная залежь Покамасовского месторождения.

      Мощность  васюганской свиты 60-82 м.

      Георгиевская  свита (J3 km) представлена темно-серыми до черных аргиллитами с включениями алевролитового материала и глауконита с прослоями известняка. Мощность отложений свиты – 1-5 м.

      Баженовская свита (J3 v-K1 br) представлена черными, буровато-черными, массивными и тонкоплитчатыми обогащенными органическим веществом аргиллитами. Толщина свиты колеблется от 2-х до 33 метров.

      Меловая система (К).

      Нижний  мел (К1).

        В разрезе нижнемеловых отложений выделяются мегионская, вартовская, алымская и покурская свиты.

      Мегионская  свита (К1 br-v) согласно залегает на отложениях баженовской свиты и сложена преимущественно серыми  и темно-серыми с тонкими прослоями известковистых алевролитов и песчаников. В нижней части разреза выделяется ачимовская пачка – ряд переслаивающихся алевролитов и глинистых песчаников (пласты группы БВ19-22). Верхняя часть свиты, представлена песчаниками серыми, темно-серыми, мелкозернистыми, крепкими с прослоями плотных буровато-серых алевролитов.

      Толщина мегионской свиты 330-370 м.

      Вартовская  свита (К1 v+h+b) представлена чередованием глин, песчаников и алевролитов. Глины темно-серые, серые, аргиллитоподобные. Песчаники светло-серые, иногда с зеленоватым оттенком, мелко- и среднезернистые, участками глинистые. В разрезе свиты встречается свыше 20 проницаемых водонасыщенных песчаных пластов группы АВ и БВ.

      Общая толщина отложений свиты составляет 490-530 м.

      Алымская  свита (К1 ap) в верхней части представлена серыми и темно-серыми глинами и аргиллитами кошайской пачки. В средней части прослеживаются алевритистые разности пород, переходящие к подошве в глинистые песчаники пласта АВ1.

      Толщина отложений свиты 22-25 м.

      Покурская свита (К1 ap-al+K2 cm) сложена переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты, серые и светло серые, слабо сцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Глины серые, иногда аргиллитоподобные, слюдистые.

      Толщина отложений свиты 750-810 м.

      Верхний мел (К2).

        В разрезе отложений верхнего  мела выделяют кузнецовскую, березовскую  и ганькинскую свиты.

      Кузнецовская  свита (К2 t) представлена глинами серыми, темно-серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, тонкослоистыми.

      Толщина отложений 16-24 м.

      Березовская свита (K2 cn-st-cp) сложена глинами серыми, темно-серыми, комковатыми с прослоями песчаников и алевролитов.

      Мощность  отложений свиты 107-126 м.

      Ганькинская свита (K2 cp-m-d) представлена толщей глин серых, зеленовато-серых, песчано-алевритистых с прослоями черных алевролитов. Встречаются прослои серого песчаника.

      Толщина отложений свиты 80-100 м.

      Палеогеновая  система (P).

      Представлена  отложениями палеоцена, эоцена и  олигоцена.

      Отложения палеоцена представлены талицкой свитой (Р1), состоящей из глин   от темно-серых до черных, плотных, с линзами алевролитов и глинистых песчаников.

      Толщина отложений свиты 70-98 м.

      Отложения эоцена представлены люлинворской свитой (Р2), состоящей из глин серых, темно-серых, зеленовато-серых, слюдистых с прослоями кварцево-глауконитового мелкозернистого глинистого песчаника. Нижняя часть свиты, сложена опоковидными глинами с характерным раковистым изломом.

      Толщина отложений свиты 177-210 м.

      Разрез  олигоцена представлен отложениями чеганской (Р2-3,Р3-1), атлымской (Р3-1), новомихайловской (Р3-2) и журавской (Р3-3) свит. Нижняя из них сложена преимущественно темно-зелеными, серыми, жирными глинами. Три верхних сложены неравномерным чередованием зеленовато-серых алевролитов, светло-серых песков с прослоями буровато-серых глин, часто каолинизированных.

      Общая толщина отложений олигоцена 330-350 м.

      Четвертичная  система (Q).

      Комплекс  пород мезозойско-кайнозойского  осадочного чехла завершается осадками четвертичного возраста. Они сложены песками серыми мелкозернистыми с прослоями глин серых, песчанистых с включениями лигнита. Это пойменные отложения, наносы террас, торфяно-болотные образования. Толщина отложений достигает 130 м.

      2.3. Тектоника

 

      В тектоническом плане Покамасовское месторождение приурочено к западному борту Нижневартовского свода в зоне его сочленения с Ярсомовским мегапрогибом и представляет собой структурный выступ, осложняющий Локосовское локальное поднятие. Амплитуда поднятия по отражающему сейсмогоризонту «Б» около 150 м. Угол наклона оси – около1 градуса. Крылья структурного выступа не превышают 1 град. 30 мин. на юге.

        Сейсморазведочными работами в пределах свода и его погруженных крыльевых зон выделяется более 3-5 локальных структур. Это типично платформенные, пологие структуры с амплитудой от 50 до 100 м и углами наклона крыльев 1-2 градусов.

      Для Покамасовского месторождения характерно выполаживание структурного плана снизу вверх по разрезу, то есть имеет место унаследованный характер развития структуры.

      2.4. Гидрогеология

 

      Покамасовское месторождение приурочено к центральной  части Западно-Сибирского артезианского  бассейна. В пределах рассматриваемого района в разрезе верхней части  фундамента и осадочного чехла выделяются шесть водоносных комплексов, разделенных между собой выдержанными водоупорами, которые прослеживаются вдоль всего Широтного Приобья.

      Первый  водоносный комплекс включает трещиноватые породы фундамента, его кору выветривания и отложения тюменской свиты (палеозой, нижняя и средняя юра). Мощность комплекса изменяется по району от 200 до 500 м. При испытании отложений получен приток пластовой воды дебитом 1,49 м³/сут. Воды нижнего комплекса являются напорными.

        Второй водоносный комплекс включает породы верхней части васюганской свиты (верхняя юра). Мощность комплекса составляет 37 – 62 м. Получены притоки пластовой воды от 0,744 до 1264,2 м³/сут. Температура воды в среднем составляет 93 ^оС. Пластовые воды хлоркальциевого типа по Сулину. Минерализация по площади в среднем составляет 37,6 г/л. Воды характеризуются отсутствием сульфатов, углекислоты и сероводорода. Среднее содержание йода составляет 7,6 мг/л, брома - 69,5 мг/л, аммония – 45 мг/л. Растворенный газ имеет метановый состав.

      Третий  водоносный комплекс включает отложения  мегионской и нижней части вартовской свит. Данный комплекс не имеет повсеместного распространения, мощность его изменяется от 0 до 140 м. Получены притоки пластовой воды дебитом от 1,93 м³/сут до 259,2 м³/сут. Минерализация в среднем составляет 19,4 г/л. Воды насыщены растворенным газом метанового и азотно-метанового состава.

      Четвертый водоносный комплекс включает отложения  верхней части вартовской и алымской свит. Мощность комплекса 570 – 630 м.                     Воды относятся к хлоркальциевому типу. Отмечается значительное содержание ионов кальция. Сульфатный ион присутствует в незначительных количествах. Минерализация вод в среднем составляет 13,3 г/л.                        При испытании получены притоки воды дебитом 92,9 и 1264 м³/сут. Содержание йода – 16,0 мг/л, брома – 48,8 мг/л, аммония – 10 мг/л. Воды насыщены преимущественно метановым газом.

        Все три предыдущие комплексы литологически представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

      Пятый водоносный комплекс – покурскую  свиту (аптальб-сеноман) и представлен слабосцементированными рыхлыми песками, песчаниками и алевролитами. Мощность комплекса изменяется от 745 до 810 м. Минерализация составляет 11,6 – 15,8 г/л. Солевой состав представлен практически только хлоридами. Величина рН составляет 7,5. На опорных скважинах соседних площадей получены самоизливы пластовой воды дебитом 11 – 86 м³/сут, при депрессиях 0,11 – 0,2 МПа. Пластовые воды данного комплекса используются в системе поддержания пластового давления.

      Шестой  водоносный комплекс охватывает палеогеновые и четвертичные отложения, общая мощность которых на Покамасовском месторождении составляет 430 – 470 м. Наличие в кровле горизонта довольно мощной толщи (10 – 20 м) глинистых отложений обуславливает напорный характер его вод. Дебиты скважин колеблются в пределах 4 – 26 л/сек. Вода пресная с минерализацией 0,18 – 0,6 г/л. По химическому составу воды гидрокарбонатно-натриевые, пресные, часто используется для целей водоснабжения.

        Исходя из анализа полученных данных, можно сделать следующие выводы:

• в районе месторождения существует нормальная гидрохимическая зональность, минерализация подземных вод увеличивается с глубиной.
• химический состав водоносных горизонтов, высокая степень метаморфизма, значительная удаленность от областей питания и разгрузки свидетельствуют о застойном характере вод.
• водоносный комплекс, к которому приурочен продуктивный пласт, имеет слабую водообильность.

      Режим месторождения упруговодонапорный.

      2.5. Характеристика продуктивных пластов

 

      Нефтяная  залежь Покамасовского месторождения приурочена к песчаным коллекторам пласта ЮВ1-1 васюганской свиты.

      В пределах залежи эффективная толщина  пласта изменяется в широких интервалах от 15,4 м до полного выклинивания или замещения коллекторов.   На рассматриваемом участке месторождения  среднее значение эффективной толщины – 7,8 м.

      На  востоке, в наиболее приподнятой  части, нефтяная залежь ограничена линией выклинивания и замещения коллекторов  и поэтому участки залежи, прилегающие  к этой линии, имеют пониженные значения эффективной нефтенасыщенной толщины. Участки, удаленные от зоны выклинивания коллекторов, район скважин 2р – 4р, также имеют небольшие эффективные толщины пласта (6,2 - 6,4 м), что обусловлено в свою очередь глинизацией нижней части разреза пласта и связано с формированием отложений в более погруженных зонах структурного носа Локосовского поднятия.

        Зоны повышенных эффективных  толщин приурочены в основном, к средней части структурного  носа Локосовского поднятия, где  существовали наиболее благоприятные  палеофациальные условия для  формирования песчаных отложений.

        Водонефтяной контакт залежи  устанавливается по данным нефтепромысловой геофизики, результатами опробования и характеру насыщения керна.