Анализ эффективности эксплуатации скважин с применением ШСНУ в ЦДНГ №2 НГДУ “Аксаковнефть”

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

 

 

 

 

Кафедра разработки и  эксплуатации  нефтегазовых месторождений

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

 

“ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ  ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ  ШСНУ В ЦДНГ №2 НГДУ “АКСАКОВНЕФТЬ” .

 

 

ПО КУРСУ: “СКВАЖИННАЯ  ДОБЫЧА НЕФТИ ”

 

КЛУШ 111200.000

 

 

 

Группа	ГР-00-01	Оценка	Дата	Подпись
Студент	Латыпов А.И
Консультант	Кабиров М.М
Оценка защиты

 

 

 

 

 

 

 

 

2003

Содержание

 

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

1. Геолого-физические и технологические условия добычи

        нефти рассматриваемом объекте……………………………………….…5

  1.1 Основные эксплуатируемые пласты………………………………….…5

 Физико-химические свойства………………………………………..….9

2. Характеристика фонда скважин ЦДНГ в целом и эксплуатируемым

с применением ШСНУ…………………………………………………………..10

       2.1 Общие сведения по фонду скважин в НГДУ……………………….....10

        2.2 Эксплуатация скважин оборудованных ШСНУ……………………...12

3   Оптимизация работы скважин эксплуатируемых УШГН…………………24

3.1. Цели оптимизации……………………………………………………..24

3.2. Методика НГДП используемая при подборе оборудования

 и установления режима работы  скважин работающих с 

пониженными технико-технологическими показателями……………….25                      

3.2.1. Подбор ШГН по производительности и глубине спуска…….25

3.2.2. Подбор интервала размещения………………………………...27

       3.2.3. Рекомендуемое дополнительное оборудование ШГН………..29

4. Оптимизации работы УШГН на скважинах

Шкаповского месторождения…………………………………………………..31

4.1. Оптимизация работы добывающей установки

 на скважине №253……………………………………………………...…..31

5 Техника безопасности и охрана труда……………………………………......35

5.1 Организация обеспечения безопасности и экологичности

производственных процессов  в НГДУ “Аксаковнефть”…………………..…35

               5.1.2 Защита от токсичных выбросов и опасных излучений……..…36

                5.1.3 Меры по обеспечению электробезоопасности………………..38

6. Охрана природы и недр…………………………………………………..….40

7. Заключение……………………………………………………………..…….45

 8. Перечень сокращений, условных обозначений, терминов ……………….46

  9. Список используемых источников………………………………………….47

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 Одним из наиболее  распространенных механизированных способов эксплуатации скважин является способ с использованием скважинного насоса с приводом, расположенным на поверхности. Свыше 70 % действующего фонда скважин оснащены штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ), причем имеется тенденция к увеличению абсолютного и относительного их числа. С помощью ШСНУ добывается около 80% всей нефти.

Основные параметры, характеризующие  ШСНУ, следующие: подача, определяемая количеством пластовой жидкости, поднимаемой в единицу времени (м³/сут.). Так как пластовая жидкость состоит из смеси нефти, воды, газа, песка, солей и ряда других примесей, то в характеристике ШСНУ обычно указывают подачу всей жидкости и нефти: развиваемое давление, определяемое глубиной подвески скважинного насоса с учетом подпора на его приеме; к.п.д. ШСНУ, надежность установки характеризуется долговечностью, ремонтоспособностью и безотказностью масса установки.

Область применения ШСНУ, как правило, в большинстве случаев соответствует подаче до 30, реже 50 м³/сут. При глубинах подвески 1000-1500м.. В отдельных случаях ШСНУ могут использовать при подвесках  скважинного насоса до 1700м. или же в не глубоких скважинах с дебитом до 6м³/сут..

Широкое распространение  ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением  скважинного насоса объемного типа что обеспечивает:

- возможность отбора  пластовой жидкости при приемлемых  энергетических затратах;

-простоту обслуживания  и ремонта в промысловых условиях;

-малое влияние на  работу установки физико-химических  свойств жидкости.

 

 

1  ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ.

 

1.1 Основные эксплуатируемые  пласты.

   

  Основными объектами  разработки являются горизонты  в терригенной толще девона-пласты  Д1,Д4.

      Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранского подъяруса. Нижняя граница его проводится по кровле аргиллитов, а местами непосредственно по кровле известняков муллинского горизонта, а верхняя-по подошве репера “верхний известняк”.

      Породы-коллекторы  пласта Д1 представлены мономинеральными, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент преимущественно контактовый, участками карбонатный и глинистый. Содержание глинистого цемента обычно не превышает 5…7% и редко доходит  до 15%. Зерна кварца окатанные и полуокатанные, размеры не превышают 0.25-0.3 мм.

       Пласт Д1 делится на три пачки. Нижняя пачка представлена песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Средняя сложена в основном песчаниками. Верхняя пачка представлена аргиллито-алевролитовыми породами. Линзовидные прослои песчаников встречаются в разрезах отдельных скважинах. Песчаники нижней пачки развиты в виде зон и полос юго-восточного простирания, чередующихся с участками их замещения плотными глинистыми алевролитами. Коэффициент распространенности коллекторов оценивается в 0,65, коэффициент расчлененности – 1,1. Песчано-алевролитовые породы нижней пачки отделяются от песчаников средней пачки аргиллитами толщиной 1…3 м. Однако на значительной, занимающей примерно 14% площади этот раздел размыт, и песчаники обеих пачек “сливаются”. Разделение песчаников на пачки в этих случаях проводится условно. Песчаники средней пачки характеризуются значительной толщиной и почти повсеместным распространением. Полное замещение коллекторов отмечается лишь в одной скважине.  Коэффициент расчлененности песчаников равен 1,5. Породы-коллекторы верхней пачки встречаются в виде линзовидных прослоев, суммарно занимающих около 19% площади месторождения. Выделяются два прослоя песчано-алевролитовых пород. Нижний прослой имеет большее распространение, чем верхний.

       Залежи  нефти пласта Д1 связаны с  коллекторами всех трех пачек – нижней, средней и верхней. Водонефтяной контакт залежей средней и нижней пачек фиксируются примерно на одинаковых отметках ввиду гидродинамической связи обеих пачек. Отметки начальной поверхности ВНК изменяются от -1697,8 м до -1704,2 м. Отмечается общий подъем поверхности ВНК в северо-западном направлении. Залежь нижней пачки относится к группе пластовых, сводовых и имеет размеры 9,5 * 52 км при высоте 10…11 м. Чисто нефтяная зона занимает 64% площади залежи.

        Залежь средней пачки пластовая,  сводовая. Размеры ее составляют 22  12 км, высота достигает 20…22 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0,75 до 4 км . Чисто нефтяная зона занимает около 30% всей площади. Залежи верхней пачки пласта Д1приурочены к небольшим линзам глинистых песчаников и алевролитов. Всего выявлены 56 небольших залежей.

       Продуктивный  пласт Д4 включает комплекс  пород живетского яруса от кровли бийских известняков до подошвы аргиллитовой пачки старооскольского  горизонта и подразделяется на две пачки – нижнюю и верхнюю, относящиеся соответственно к воробьевскому и старооскольскому горизонтам. Песчаники пласта Д4 кварцевые, разнозернистые, преимущественно средне- и косослоистые. Зерна преимущественно полуокатанные. Цемент в основном глинистый, реже шамозитовый и сидеритовый.

       Песчаники  нижней пачки характеризуются  полосообразным залеганием (коэффициент распространенности 0,81), слабой расчлененностью  (коэффициент расчлененности 1,1), небольшой толщиной и высокими коллекторскими свойствами на большей части площади.  Залегающие выше песчаников аргиллиты и прослой известняка являются литологическим разделом между песчаниками верхней и нижней пачек. Выявлено 12 участков слияния песчаников верхней и нижней пачек, где этот раздел размыт. На участки слияния приходится 8 % площади месторождения.

       Верхняя  пачка также характеризуется  значительной литологической изменчивостью.  Песчаники не выдержаны как по разрезу, так и по площади и на больших участках переходят в слабопроницаемые глинистые песчаники и непроницаемые глинистые алевролиты. Коэффициент распространенности коллекторов - 0,86, коэффициент расчлененности- 1,7.

       Промышленно  нефтеносны песчаники верхней и нижней пачек. В участках слияния коллекторов пачки гидродинамически связаны друг с другом. Поэтому ВНК в них прослеживается примерно на одинаковых отметках. В большинстве случаев отметки начального ВНК изменяются от -1767 до -1770 м, при среднем значении, равном -1768,5 м. Также, как и по пласту Д1, отмечается общий наклон поверхности ВНК в юго-восточном направлении.

       В  нижней пачке выделяются две  залежи. Основная залежь приурочена к сводовой части складки. Ее размеры равны 10,5 х 5,5 км. Высота залежи достигает 10 м. Чисто нефтяная залежь занимает около 63 % общей площади залежи. Вторая залежь приурочена к локальному поднятию, осложняющему юго-западное крыло Шкаповской складки. Ее размеры составляют 4 х 1,1 км.

       Залежь верхней пачки относится к группе пластовых сводовых и является основной залежью пласта Д4. Размеры ее составляют 22 х 11 км при высоте 25...30 м. Чисто нефтяная зона занимает около 43 % всей площади залежей. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0,5 до 4,5 км (на периклиналях складки). На севере от основной залежи неглубоким прогибом отделяются небольшие залежи, приуроченные к локальным куполам.

Кроме пластов Д1 и  Д4, промышленные залежи нефти установлены в песчаниках бобриковского горизонта, в карбонатах турнейского и фаменского яруса , в песчаниках пласта Д2.

Структурный план по кровле бобриковского  горизонта несколько отличается от поверхности по девонским пластам за счет увеличения числа мелких куполов. Отложения бобриковского горизонта представлены песчано-алевролитовыми и аргиллитовыми породами. Песчано-алевролитовые породы залегают преимущественно в средней и нижней частях разреза. Песчаники имеют прерывистое развитие. Нередко они расчленены на несколько прослоев. Песчаники кварцевые, преимущественно мелкозернистые сцементированные глинистым, карбонатным и глинисто-углистым цементом. В песчаниках бобриковского горизонта установлены 14 залежей нефти. ВНК в них прослеживается на разных отметках от -1266 до -1283 м. Наивысшие отметки - в центральной части, наинизшие - в юго-западной. Залежи различные по размерам. Наиболее значительная залежь приурочена к центральной части месторождения. Ее размеры составляют 7 х 2 км при высоте 10 м. На водонефтяную зону приходится 97 % площади. Остальные залежи сравнительно небольших размеров на большей части площади подстилаются водой.

В отложениях турнейского яруса  установлены две залежи, приуроченные к верхней пачке пористых известняков. Известняки серые, органогенно-обломочные, слабоглинистые, прослоями пористые и трещиноватые. Доля пористых прослоев в разрезе пласта составляет 50 %. Залежи являются массивными.

В отложениях фаменского яруса выявлена одна залежь. Она приурочена к пласту пористо-кавернозных, трещиноватых известняков, залегающих в верхней части верхнефаменского подъяруса. Залежь относится к пластовым, сводовым. Размеры ее составляют 0,6 х 0,25 км.

В пласте Д2 выявлены шесть  небольших залежей. На всей площади они подстилаются подошвенной водой. Отметки ВНК близки: от -1708 до -1711 м. Песчаники пласта Д2 - кварцевые, мелкозернистые, невыдержанные по площади и по разрезу.                                                                                                      

 

            1.2 Физико-химические свойства нефтей

            Данные по плотности, вязкости и газосодержанию нефтей в пластовых условиях, а также содержанию серы, парафина, смол, асфальте-нов по пробам нефти в поверхностных условиях приведены далее. Там же приведены данные по плотности пластовой воды, пересчетный коэффициент, пластовые давления и температуры. По месторождениям отсутствуют данные о компонентном составе нефти и растворенном в ней газе, параметры пластовых вод.