Автономное учреждение профессионального образования Ханты-Мансийского автономного округа - Югры «Нефтеюганский политехнический колледж»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по ПМ 01 МДК01.01,01.02 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

на тему: Регулирование дебита и установление технологического режима работы фонтанной скважины Самотлорского месторождения

Выполнил обучающийся гр. РЭ 1.20

Молодцов Н.М.

Руководитель: Макарова И.Л.

Нефтеюганск 2023г.


СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………………………………….....4

1. 
   Геологический раздел
   
   1. 
      Геолого-промысловая характеристика Аганского месторождения……............6
      
   2. 
      Состав и свойства пластовых жидкостей и газа……………………………………....7
      
2. 
   Технико-технологический раздел
   
   1. 
      Анализ системы разработки Аганского месторождения………………..............8
      
   2. 
      Динамика основных показателей разработки………………………………………....9
      
   3. 
      Фонд скважин…………………………………..……………………………………...10
      
   4. 
      Условия освоения и ввода в эксплуатацию фонтанных скважин
      

Аганского месторождения………………………………………………………11

5. 
   Теоретические основы подъема жидкости в скважине……………………………..12
   
6. 
   Оборудование фонтанных скважин…………………………………………..............15
   
7. 
   Регулирование дебита и установление технологического режима
   

---

работы фонтанной скважины Аганского месторождения……………..............16

3. 
   Охрана труда и противопожарная безопасность при регулировании дебита и
   

установлении технологического режима работы фонтанной

скважины Аганского месторождения…………………………………….............18

4. 
   Охрана окружающей среды……………………………………………………………...20
   

Заключение………………………………………………………………………………….....23

Литература……………………………………………………………………………………..24

Приложение…………………………………………………………………………………....25

ВВЕДЕНИЕ

Аганское месторождение расположено в Иркутской области России и является одним из крупнейших нефтяных месторождений в стране. Оно было открыто в 1971 году и содержит огромные запасы нефти и газа.

Характеристики месторождения:

• 
  Геологическая структура: залегание залежей нефти и газа связано с тектоническими структурами, такими как складки, глубинные выветривания и локальные грунтоводные зоны.
  
• 
  Глубина залегания: промышленные скважины отбора находятся на глубинах 2-3 км и более.
  
• 
  Компоненты нефти: высокооктановые и плотные нефти, высокая концентрация серы, азота и свинца.
  
• 
  Добыча: осуществляется главным образом методом нефтеотдачи скважин с использованием ПЛАВ.
  
• 
  Объем добычи: в 2020 году было добыто около 8 миллионов тонн нефти и 3,3 миллиарда кубометров газа.
  
• 
  Разведка запасов: проводятся постоянно для определения точного размера запасов и состава нефти и газа.
  

Аганское месторождение является важным источником нефти и газа для России и других стран. При этом продолжается строительство новых нефтепроводов и газопроводов для транспортировки продуктов от месторождения к потребителям.



1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1. 
   Геолого -промысловая характеристика Аганского месторождения
   

---

Арланское месторождение - уникальное по запасам нефти, расположено на северо-западе Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Расположено на территории Краснокамского и Дюртюлинского районов республики и частично на территории Удмуртии. Месторождение открыто в 1955 г. и введено в разработку в 1958 г. Промышленно нефтеносными являются терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона и карбонатные московского яруса среднего и турнейского яруса нижнего карбона. Основным объектом эксплуатации служат терригенные образования нижнего карбона. Для дальнейшей разработки Арланского месторождения большое значение приобретает освоение среднекаменноугольных отложений. Промышленная нефтеносность последних установлена почти одновременно с открытием месторождения, но из-за сложного строения залежей длительное время не привлекала особого внимания. Протяженность более 100 км, при ширине до 25 км, приурочено к обширной антиклинальной складке с пологими крыльями. Нефтеносны песчаники визейского яруса нижнекаменноугольного возраста, карбонатные коллекторы каширо-подольской продуктивной толщи среднего карбона. Основные запасы сконцентрированы в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона (75% начальных запасов) на глубине 1400-1450 м. При разработке применяется заводнение пластов. Основной способ эксплуатации добывающих скважин - механизированный. Общий фонд скважин около 8 тыс. единиц. Нефть добывается с большим содержанием воды (93%).

2. 
   Состав и свойства пластовых жидкостей и газа
   

На Самотлорском месторождении в 2016 году была выполнена работа по подсчету запасов нефти и газа. За истекший период после проведения указанной работы по пластам были отобраны глубинные дополнительные пробы: ЮК10- в 49 скважинах, ЮК11- 4 скважинах. В связи с этим произошли изменения в подсчетных параметрах.

По данным глубинные пробы для участков легкой нефти (32 скважины) газовый фактор составил 305м/т, объемный коэффициент 1,887, плотность разгазированной нефти 799кг/м3.

Молярная доля метана в пластовой нефти пласта ЮК10 изменяется в широких пределах 22-44%,в нефти пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32%,. для нефтей обоих горизонтов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, что характерно для нефтей Западной Сибири.

---

Нефть пласта ЮК11 тяжелее, диапазон изменения молекулярной массы составляет 87-95,в то время как в нефтях пласта ЮК11 он равен 67-89.

Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100. Разгазированные нефти пластов ЮК10 и ЮК11 малосернистые, с выходом фракций до 350С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

Данные свойств газа приведены в приложении (Таблица 1)




2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Анализ системы разработки Самотлорского месторождения

С начала разработки по объекту по состоянию на 2015 г. добыто около 30 млн. нефти, что составляет 17,4 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,057 при конечном 0,325 ед. Остаточные извлекаемые запасы – более 130 млн. т.

В разбуренной части пласта реализуется площадная обращенная 7-ми точечная система разработки с элементами очаговой, преимущественно на основе скважин, переведенных с нижележащих объектов. В неразбуренной зоне запроектирована однорядная система.

Ввиду того, что ранее объект считался возвратным, на протяжении длительного периода (1977 – 1987 гг.) его разработка осуществлялась единичными скважинами. Затем начался перевод скважин с нижележащих объектов и, соответственно, рост добычи нефти до уровня 450 - 585 тыс. т. Более 20 лет разработки объекта фонд добывающих скважин кратно превышал фонд нагнетательных скважин, соответственно отборы жидкости не были в достаточной мере компенсированы объемами закачки воды.

С 2001 г. начинается активное освоение объекта в основном за счет ввода возвратных скважин с нижележащих пластов. С 2005 г. начато активное формирование системы поддержания пластового давления (ППД).

В настоящее время разработка объекта характеризуется дальнейшим наращиванием отборов нефти и жидкости, связанным с увеличением фонда как за счет возвратов, так и бурения скважин.

В 2013 году добыча нефти составила около 3 млн. т, добыча жидкости – около 15 млн. т, при годовой закачке воды – около 14 млн. м³. Таким образом, в 2013 году отборы жидкости компенсированы закачкой воды на 89,6 %, накопленная компенсация отборов закачкой составляет 57,1 %.

---

Доля участия пласта накопленной добыче месторождения лишь 10,6 %, при этом начальные извлекаемые запасы пласта составляют третью часть от общих извлекаемых запасов, что объясняется низкими темпами освоения объекта из-за сложности его геологического строения. В 2014 г. скважинами пласта обеспечено 50 % добычи месторождения в пределах л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Необходимо отметить, что при невысоком отборе (17,4 %) обводненность продукции составляет 79,5 %. Причиной опережающего роста обводненности являются несколько факторов: наличие зон слияния пласта с высокообводненным пластом, заколонные перетоки, распространение трещин после гидроразрыва пласта (ГРП), также обеспечивающих связь с пластом, негерметичность эксплуатационной колонны, а также недонасыщенность коллектора.

Отмечается рост дебитов жидкости, связанный с формированием системы поддержания пластового давления (ППД) и вводом в 2012 – 2013 гг. новых высокопроизводительных горизонтальных скважин с мультистадийным гидравлическим разрывом пласта (ГРП). Дебит нефти в последние 6 лет стабилен и составляет более 8 - 9 т/сут. Темпы роста обводненности продукции незначительны, среднегодовой уровень обводненности в 2015 г. составил 79,5 %.
2.2 Динамика основных показателей разработки
Основные показатели разработки можно разделить на четыре этапа:

1. 
   С начала эксплуатации до 1986 года - объект характеризуется активным разбуриванием, наращиванием отборов нефти и жидкости, сопровождающиеся активным ростом обводненности. В абсолютном большинстве случаев источником обводнения скважин являлась закачиваемая вода, однако в начальный период вплоть до 1976 года причиной служило образование конусов из нижней водонасыщенной части пласта. Залежь пласта в расположена в водо-нефтяной зоне.
   

Обычно безводный период работы продолжался от 6 месяцев до года. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1988 году - 9,6 млн.т, при обводненности 77%.

По состоянию на 1987 год, накопленная добыча нефти составила 94,4 млн.т (67,5% от всей накопленной добычи).

2. 
   С 1990 по 1997 гг. - наблюдается резкое снижение объемов добычи нефти (ежегодный процент падения добычи нефти составляет от 13 до 33%, в среднем - 19%). Максимальный процент падения отборов нефти отмечался в 1991 и 1992 годах, 25 и 33% соответственно. Уменьшение объёмов добычи нефти было вызвано снижением дебитов нефти в среднем на 21% в год (от 11 до 28%) в связи с ростом обводнённости продукции с 77% (1986 г.) до 96% (1997 г.), что повлияло на ухудшение ситуации в области использования фонда добывающих скважин. Бездействующий фонд вырос с 36 скважин в 1986 г. до 306 скважин в 1996 г. Суммарное время добычи нефти ежегодно уменьшалось в период с 1990 по 1994 год в среднем на 6%, а в 1996 году на 29%, при том, что с 1986 по 1997 годы в эксплуатацию были введены 463 новые добывающие скважины..
   
3. 
   С 1998 по 2001 год добыча нефти стабилизируется на уровне 1004-1099 тыс.тонн, не смотря на постепенное уменьшение величины среднегодового дебита по нефти (1998 год - 8,1 т/сут, 2001 год - 6,5 т/сут). Скомпенсировать это падение удалось за счет увеличения действующего фонда добывающих скважин, явившегося следствием планомерной работы по сокращению бездействующего фонда.
   

---

Смотрите также файлы

• Спортивный отбор.docx

• Создание и оформление презентации.pptx

• Об участии в региональном этапе вси Победа 2023 нрмобу Сингапайская сош.docx

• В любом государстве есть три класса. Один богат, другой беден и третий. Он наилучший.docx

• Оценка личности пациента как путь к более полноценному взаимодействию с ним.docx