Файл: Разработка оборудования для нормализации забоя в добывающих скважинах газонефтяного месторождения Дыш.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 67
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Разработка обоих объектов началась в 1954 г.
На государственном балансе по месторождению Дыш числятся начальные запасы нефти в размере: геологические – 22286 тыс. т, извлекаемые – 11931 тыс. т. Запасы по I горизонту утверждены протоколом ЦКЗ № 364 в 2004 г., по II горизонту – протоколом № 10237 в 1987 г. Накопленная добыча нефти в целом по месторождению на 01.01.2020 г. составляет 11820 тыс. т, текущий КИН – 0,530.
Запасы свободного газа в газовой шапке составляют 655 млн. м3 и не разрабатывались.
По I горизонту на 01.01.2020 г. достигнут КИН 0,527, отобрано 98,0 % от начальных извлекаемых запасов. В 2016 г. отобрано 216,0 тыс. т нефти, темп отбора составил 2,3 % от начальных и 52,9 % от текущих извлекаемых запасов. Обводнённость продукции – 48,6 %. Действующий фонд составляют 130 добывающих и 11 нагнетательных скважин.
По II горизонту текущий КИН равен 0,544 (103,2 % от начальных извлекаемых запасов). В 2019 г. отбор нефти составил 81,9 тыс. т, темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 3,3 %. Текущая обводнённость – 15,3 %. Действующий фонд состоит из 16 добывающих и двух нагнетательных скважин.
Из года в год будет расти количество ремонтных работ по скважинам. Сервисные услуги по текущим и капитальным ремонтам скважин осуществляет ООО «РН-Сервис». Затраты недропользователя ООО «РН-Краснодарнефтегаз» на осуществление данных работ так же будут возрастать. Только за 3 квартала в 2020 году было выполнено 85 ремонтов каждый из которых связан с нормализацией забоя скважины – очисткой от глинисто-песчанной пробки. В связи с эти становится актуальным вопрос повышения эффективности ремонтных работ, связанных на ликвидацию глинисто-песчанных пробок в добывающих скважинах при сокращении времени на очистку, при уменьшении текущих эксплуатационных расходов.
Выбор оборудования и технологии очистки пробок обусловлен типом пробки, местом ее расположения, состоянием эксплуатационной колонны (степенью ее герметичности и износа), пластовым давлением.
Технологию отчистки пробок выбирают таким образом, чтобы, с одной стороны ее удалить, а с другой стороны – свести к минимуму ухудшение гидродинамических свойств пласта, например, в результате попадания в него технологических жидкостей, используемых для промывки.
Целью выпускной квалификационной работы является разработка оборудования для нормализации забоя в добывающих скважинах газонефтяного месторождения Дыш.
Разработка нефтяной части месторождения продолжится до 2029 г., в результате выполнения намеченных мероприятий обеспечивается достижение проектной нефтеотдачи пластов 0,6. Соотвественно задача разработки техники и технологии для осуществления работ по нормалиации забоя является актуальной, а ее решение обещает экономические выгоды для сервисных организаций и операторов-недропользователей.
В связи с тем, что бакалаврская работа составлена на основании некоторых документов имеющих гриф «Для служебного пользования» и во избежание рассекречивания информации некоторые приведенные значения имеют условный характер.
300 метровой толщей глин среднего и нижнего майкопа.
Толща глинистого раздела между горизонтами 50-100 м.
I горизонт расположен в среднем майкопе и перекрыт сверху толщей глин (h = 300-350 м). Общие толщины горизонта колеблются от 0 до 180 м, в продуктивной его части – от 45,4 до 117,5 м. Глубины залегания пород составляют – 1800-2700 м.
Особенностью залежи I горизонта на площади Дыш является ее приуроченность к “песчаному заливу”, имеющему большую протяженность по простиранию - 14,2 км и весьма незначительные поперечные размеры - 1,6 км.
Поверхность начального водонефтяного контакта в единой залежи I горизонта площадей Ключевая и Дыш наклонена в восточном, юго-восточном направлении с амплитудой 128 м. Так, если в западной части площади абс. отметка ВНК равна –1906 м, то на восточной периклинали площади Ключевая ВНК отбит на абс. отметке –2034 м.
Поверхность раздела газ-нефть на месторождении Дыш в пределах большей части площади принята горизонтальной и имеет абсолютную отметку –1785 м и лишь в районе “микрозалива” скв. № 39 абс. отметка ГНК равна –1807 м. Этаж нефтеносности залежи в связи с резким наклоном поверхности раздела нефть-вода варьирует от 106 до 200 м, газоносности – 184 м.
II горизонт отделен от I глинистой перемычкой мощностью до 100 м. Общая мощность горизонта составляет 100-120 м. глубины залегания 2100-2700 м.
II горизонт представлен 5 заливами приуроченных к литологическим ловушкам. 1 залив (с северо-запада на юго-восток) имеет контакт на абсолютной отметке 2631, 2 залив – 2631 м., 3 залив – 2258 м., 4 и 5 заливы – 2344 м.. Размеры залежей составляют от 1,4 на 2 км до 0,9 на 1,4 км. Песчанистость горизонтов меняется в диапазоне 0,09-0,57 доли ед., составляя в среднем 0,262 доли ед. Средний коэффициент расчлененности разреза равен 0,335, с интервалом изменения прослоев по скважинам от 10 до 70. Нефтесодержащие толщины по площади залежей меняются от 1 до 32 метров, а газонасыщенные по I горизонту - от 5 до 20 метров.
Изучение разрезов I и II продуктивных горизонтов майкопа проводилось по образцам керна, отобранным в разное время, начиная с 1954 г. и по оценочным скважинам, пробуренным в 1974, 1985 годах.
Керновый материал исследован по 88 скважинам месторождений Дыш, Ключевое, Южно-Ключевое и Узун.
Непосредственно на месторождении Дыш из 25 скважин было отобрано и проанализировано 250 образцов, характеризующих пористость (210 представительных), 181 – проницаемость (155 представительных). Таблица 2.1.
Керновый материал изучался детально. На анализы отбирались образцы через 20-30 см. Причем все анализы (нефтенасыщенность, пористость, проницаемость, гранулометрический анализ, карбонатность и др.) проводились на одном куске керна .
Лабораторные исследования керна выполнены по стандартной методике и включали определения открытой и полной пористости, проницаемости, водонефтенасыщенности, гранулометрического состава, карбонатности, удельного веса зерен, плотности пород, а также экспериментальное изучение капиллярных характеристик пористой среды.
Т а б л и ц а1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
На государственном балансе по месторождению Дыш числятся начальные запасы нефти в размере: геологические – 22286 тыс. т, извлекаемые – 11931 тыс. т. Запасы по I горизонту утверждены протоколом ЦКЗ № 364 в 2004 г., по II горизонту – протоколом № 10237 в 1987 г. Накопленная добыча нефти в целом по месторождению на 01.01.2020 г. составляет 11820 тыс. т, текущий КИН – 0,530.
Запасы свободного газа в газовой шапке составляют 655 млн. м3 и не разрабатывались.
По I горизонту на 01.01.2020 г. достигнут КИН 0,527, отобрано 98,0 % от начальных извлекаемых запасов. В 2016 г. отобрано 216,0 тыс. т нефти, темп отбора составил 2,3 % от начальных и 52,9 % от текущих извлекаемых запасов. Обводнённость продукции – 48,6 %. Действующий фонд составляют 130 добывающих и 11 нагнетательных скважин.
По II горизонту текущий КИН равен 0,544 (103,2 % от начальных извлекаемых запасов). В 2019 г. отбор нефти составил 81,9 тыс. т, темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 3,3 %. Текущая обводнённость – 15,3 %. Действующий фонд состоит из 16 добывающих и двух нагнетательных скважин.
Из года в год будет расти количество ремонтных работ по скважинам. Сервисные услуги по текущим и капитальным ремонтам скважин осуществляет ООО «РН-Сервис». Затраты недропользователя ООО «РН-Краснодарнефтегаз» на осуществление данных работ так же будут возрастать. Только за 3 квартала в 2020 году было выполнено 85 ремонтов каждый из которых связан с нормализацией забоя скважины – очисткой от глинисто-песчанной пробки. В связи с эти становится актуальным вопрос повышения эффективности ремонтных работ, связанных на ликвидацию глинисто-песчанных пробок в добывающих скважинах при сокращении времени на очистку, при уменьшении текущих эксплуатационных расходов.
Выбор оборудования и технологии очистки пробок обусловлен типом пробки, местом ее расположения, состоянием эксплуатационной колонны (степенью ее герметичности и износа), пластовым давлением.
Технологию отчистки пробок выбирают таким образом, чтобы, с одной стороны ее удалить, а с другой стороны – свести к минимуму ухудшение гидродинамических свойств пласта, например, в результате попадания в него технологических жидкостей, используемых для промывки.
Целью выпускной квалификационной работы является разработка оборудования для нормализации забоя в добывающих скважинах газонефтяного месторождения Дыш.
Разработка нефтяной части месторождения продолжится до 2029 г., в результате выполнения намеченных мероприятий обеспечивается достижение проектной нефтеотдачи пластов 0,6. Соотвественно задача разработки техники и технологии для осуществления работ по нормалиации забоя является актуальной, а ее решение обещает экономические выгоды для сервисных организаций и операторов-недропользователей.
В связи с тем, что бакалаврская работа составлена на основании некоторых документов имеющих гриф «Для служебного пользования» и во избежание рассекречивания информации некоторые приведенные значения имеют условный характер.
1 Анализ современного состояния разработки газонефтяного месторождения Дыш
Рассматриваемое в настоящей работе газонефтяное месторождение Дыш расположено в Горячеключевском районе Краснодарского края. Самым крупным населенным пунктом в районе является г. Горячий Ключ, расположенный в 55 км от г. Краснодара и связанный с ним шоссейной и железной дорогой (рисунок 1.1).
В орографическом отношении район приурочен к переходной зоне от Прикубанской низменности к северному склону Кавказского хребта (хребет Пшаф) и характеризуется сильно расчлененной поверхностью.
Хребет Пшаф, с которого берут начало все речки (Псекупс, Гоноубой, Большой и Малый Дыш) и балки района, сложен эльбурганской и доломитизированными известняками верхнего мела.
Территория сплошь покрыта лиственным лесом (дуб, граб, бук) и дикорастущими фруктовыми деревьями.
Климат района довольно мягкий. Среднегодовая температура равна +10,5 ˚С - +11 ˚С. Обильные осадки в виде снега выпадают в январе-феврале и в виде дождя – в июне. Годовое количество осадков колеблется в пределах 800-1200 м.
В районе имеются минеральные источники, на базе которых функционирует курорт Горячий Ключ.
В Горячеключевском районе открыто Кобзинское месторождение строительных песчаников (конгломераты, гравелиты, песчаники), расположенное в 17 км к юго-западу от г. Горячий Ключ, на левом берегу реки Кобза.
Промышленная нефтегазоносность месторождения Дыш установлена в 1954 г. Первая разведочная скважина № 55, заложенная на площади, открыла нефтяную заливообразную залежь в моноклинально залегающих отложениях майкопского возраста.
Рисунок 1.1 – Обзорная карта района работ
Промышленная нефтегазоносность рассматриваемого района связана только с майкопскими отложениями, в стратиграфическом разрезе выделяются два продуктивных горизонта I и II, представленные чередованием пород смешанного песчано-алеврито-глинистого состава. Основными коллекторами горизонтов являются алевритовые песчаники, песчаные алевролиты и глинисто-песчаные алевролиты. Характеристики горизонтов приведены в таблице 1.1.
I горизонт имеет повсеместное распространение на месторождениях Дыш, Ключевое, Южно-Ключевое, Узун. На месторождениях Дыш и Ключевое горизонт представляет собой единую залежь.
В пределах изучаемой площади Дыш коллекторы горизонта вверх по восстанию (и к бортам) выклиниваются (замещаются глинами). Линия выклинивания коллекторов слабо дифференцирована и образует единый «песчаный залив». Геологический профильный разрез представлен на рисунке 1.2
Рисунок 1.2 – Геологический профильный разрез месторождения Дыш
Зона развития продуктивных коллекторов II горизонта смещена к северу – северо-востоку от линии выклинивания коллекторов I горизонта. Линия выклинивания коллекторов II горизонта дифференцирована, образует в плане 9 заливов: 5 – на площади Дыш, 3 – на площади Ключевой и 1 – на площади Узун .
I горизонт повсеместно перекрыт более чем 200 метровой толщей глин верхнего майкопа, а II горизонт подстилается
300 метровой толщей глин среднего и нижнего майкопа.
Толща глинистого раздела между горизонтами 50-100 м.
I горизонт расположен в среднем майкопе и перекрыт сверху толщей глин (h = 300-350 м). Общие толщины горизонта колеблются от 0 до 180 м, в продуктивной его части – от 45,4 до 117,5 м. Глубины залегания пород составляют – 1800-2700 м.
Особенностью залежи I горизонта на площади Дыш является ее приуроченность к “песчаному заливу”, имеющему большую протяженность по простиранию - 14,2 км и весьма незначительные поперечные размеры - 1,6 км.
Поверхность начального водонефтяного контакта в единой залежи I горизонта площадей Ключевая и Дыш наклонена в восточном, юго-восточном направлении с амплитудой 128 м. Так, если в западной части площади абс. отметка ВНК равна –1906 м, то на восточной периклинали площади Ключевая ВНК отбит на абс. отметке –2034 м.
Поверхность раздела газ-нефть на месторождении Дыш в пределах большей части площади принята горизонтальной и имеет абсолютную отметку –1785 м и лишь в районе “микрозалива” скв. № 39 абс. отметка ГНК равна –1807 м. Этаж нефтеносности залежи в связи с резким наклоном поверхности раздела нефть-вода варьирует от 106 до 200 м, газоносности – 184 м.
II горизонт отделен от I глинистой перемычкой мощностью до 100 м. Общая мощность горизонта составляет 100-120 м. глубины залегания 2100-2700 м.
II горизонт представлен 5 заливами приуроченных к литологическим ловушкам. 1 залив (с северо-запада на юго-восток) имеет контакт на абсолютной отметке 2631, 2 залив – 2631 м., 3 залив – 2258 м., 4 и 5 заливы – 2344 м.. Размеры залежей составляют от 1,4 на 2 км до 0,9 на 1,4 км. Песчанистость горизонтов меняется в диапазоне 0,09-0,57 доли ед., составляя в среднем 0,262 доли ед. Средний коэффициент расчлененности разреза равен 0,335, с интервалом изменения прослоев по скважинам от 10 до 70. Нефтесодержащие толщины по площади залежей меняются от 1 до 32 метров, а газонасыщенные по I горизонту - от 5 до 20 метров.
Изучение разрезов I и II продуктивных горизонтов майкопа проводилось по образцам керна, отобранным в разное время, начиная с 1954 г. и по оценочным скважинам, пробуренным в 1974, 1985 годах.
Керновый материал исследован по 88 скважинам месторождений Дыш, Ключевое, Южно-Ключевое и Узун.
Непосредственно на месторождении Дыш из 25 скважин было отобрано и проанализировано 250 образцов, характеризующих пористость (210 представительных), 181 – проницаемость (155 представительных). Таблица 2.1.
Керновый материал изучался детально. На анализы отбирались образцы через 20-30 см. Причем все анализы (нефтенасыщенность, пористость, проницаемость, гранулометрический анализ, карбонатность и др.) проводились на одном куске керна .
Лабораторные исследования керна выполнены по стандартной методике и включали определения открытой и полной пористости, проницаемости, водонефтенасыщенности, гранулометрического состава, карбонатности, удельного веса зерен, плотности пород, а также экспериментальное изучение капиллярных характеристик пористой среды.
Т а б л и ц а1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
| Параметры | I горизонт | II горизонт |
| Средняя глубина залегания, м | 1873 | 2054 |
| Тип залежи | заливообразная | заливообразная |
| Тип коллектора | терригенный поровый | терригенный поровый |
| Абсолютная отметка ВНК, м | 1906-2019 | 2258, 2344, 2631 |
| Площадь нефтегазоноcности, тыс.м2 | 18722 | 9302 |
| Средняя общая толщина, м | 100 | 100 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 11,7 | 5,5 |
| Пористость, % | 22,9 | 22,8 |
| Средняя нефтенасыщенность, доли ед. | 0,79 | 0,714 |
| Проницаемость, мкм2 | 146,3 | 42,5 |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,26 | 0,22 |
| Начальная пластовая температура, °С | 79-85 | 90 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 21,3 | 23,8 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа х с | 0,368-0,515 | 0,31-0,41 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,833 | 0,830 |
| Объемный коэф.нефти, доли ед. | 1,508 | 1,475 |
| Содержание серы в нефти, % | 0,18 | 0,15 |
| Содержание парафина в нефти, % | 6,8 | 6,8 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 17,8 | 19,0 |
| Газосодержание нефти, м3/т | 209 | 221 |
| Средняя продуктивность, х10 -1 м3/(сут.х МПа) | 1,9 | 0,8 |