Скважинная добыча нефти

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ  РОССИЙСКОЙ  ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ  ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ  ВЫСШЕГО   ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

 

 

 

ИНСТИТУТ  НЕФТИ  И  ГАЗА

 

 

                                                             Кафедра «Разработки и эксплуатации

                                                                  нефтяных и газовых месторождений»

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ    ПРОЕКТ

 

ПО  СКВАЖИННОЙ   ДОБЫЧИ   НЕФТИ

 

 

На тему:____________________________________________

 

 

Выполнил студент гр. НРс 00-1 Березняк А.И.

Руководитель проекта: Алексеев А.Г.

 

 

Оценка:_____________

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г. Муравленко 2003 год

1. Введение

Экономика России предусматривает в качестве одной из важнейших задач на ближайшей период – обеспечение страны топливно – энергетическими ресурсами, представляющими жизненно важную основу развития всего народного хозяйства и удовлетворения личных потребностей людей.

Успешное решение этой важной задачи обеспечивает выявление в России огромных ресурсов минеральных топлив и в первую очередь нефти и газа.

Особое значение приобретает открытие крупнейших нефтяных и газовых месторождений в Тюменской и Томской областях. В Западной Сибири создается топливно – энергетическая база страны.

Нефть и газ имеют огромные преимущества перед всеми другими видами топлива, как по калорийности, так и по стоимости, удобство транспортирования и сжигания. Средняя калорийность угля равна 5000 – 5550 ккал/кг, торфа 2800 ккал/кг, дров 1800 – 1900 ккал/кг, тогда как калорийность нефтяного топлива и газа в среднем составляет 10000 ккал/кг. Еще больший экономический эффект имеет широкое внедрение в народное хозяйство газообразного топлива. С переводом коммунальных предприятий на газ ликвидируются перевозки миллионов тон угля, торфа, дров на дальние расстояния. Газификация квартир облегчает быт и труд людей, улучшает санитарное состояние городов и промышленных районов.

Себестоимость нефтяного и газового топлива во много раз ниже, чем других видов топлива. Средняя себестоимость одной тонны условного топлива из нефти почти в четыре раза, а газового топлива в 12 – 14 раз ниже средней себестоимости условного топлива.

Значение нефти и газа не ограничивается их главенствующей ролью в топливо снабжении народного хозяйства. Эти полезные ископаемые являются так же ценнейшим и незаменимым промышленным и стратегическим сырьем для получения множества различных моторных топлив, масел и смазок, дорожных покрытий, парафинов, нефтехимических продуктов.

В результате открытия крупнейших нефтяных месторождений в солончаковых пустынях  Мангышлака и таежно – болотистых просторах Западной Сибири жизнь забила ключом в этих огромных районах, а через несколько лет это будут крупные промышленные центры со своими новыми городами, новой культурой производства и быта.

Нет никакого сомнения, что нефть полностью преобразит жизнь в этих малонаселенных районах, как это уже произошло в Башкирии и Татарии, в отдаленных районах Западной Сибири.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

 

2.1. КРАТКАЯ  ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА  МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Основными объектами разработки Муравленковского месторождения является залеж пласта БС-11, приуроченная к отложениям неокола. Кровля пласта вскрыта на отметках -2517-2511 м (район скважины №247), изменялась до 2580 метров на северо-западе (район скважины №204). Пласт представлен чередованием песчано-алевролитовых разностей с глинистыми породами и имеет довольно сложное строение. В западной части залежи, пласт имеет наибольшие толщины, достигающие 39,4 метра (скважина №294), в разрезе пласта можно выделить два зональных интервала. Верхний – наиболее однородной толщины до 20-25 м и нижний, представленный отдельными прослоями глин, песчаников и плотных пород, не выдержанных по площади общей толщиной до 10 метров.

Выдержанного глинистого раздела между этими интервалами нет.

В восточном направлении происходит постепенное уменьшение общей и эффективной толщины до 4,4 метра (скважина №563), как за счет глинизации нижних пропластков, так и за счет выклинивания верхнего интервала, то есть разрез пласта представлен только верхним интервалом.

В южной части залежи (4-5 блоки) такой закономерности нет, здесь возможно резкое изменение толщины с 28 до 10,8 метра в соседних скважинах (№264-263).

Эксплуатационными скважинами залеж вскрыта в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности, и лишь на юге и на юго-западе в пределах водонефтяной зоны. Внешний контур нефтеносности по сравнению с утвержденным ГКЗ СССР уточнился на востоке по результатам бурения и испытания скважин №264, №211. Пласт имеет обширную водонефтяную зону, до 30% общей площади. ВНК залежи колеблется по отдельным разведочным скважинам от 2580 метров (скважина №234) до 2610 метров (скважины №211, №248), имеют общую тенденцию к понижению с юго-востока на северо-запад. Средний уровень ВНК проводится на отметке 2593 метра. Высота залежи составляет 82 метра, тип залежи пластовый сводовый, размеры ее 27х13 километров.

Пласт БС-10 характеризуется сложным линзовидным строением высокой прерывистостью и расчлененностью проницаемых пропластков. На большей части площади песчаники пласта БС-10 замещены глинистыми породами. Тип залежи структурно – литологический, размеры 8х5 километров.

Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, незначительные нефтенасыщенные толщины, пласт БС-10, для разработки самостоятельной сеткой скважин, не рекомендуется.

Залеж пласта БС-10 практически полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС-11, кроме северной части. Кровля пласта БС-10 четко отбивается по подошве глин чеусинской пачки на абсолютных отметках 2455 метрах (скважины №2200) – 2496 метров (скважины №795). Характер распространения коллекторов по площади неравномерен, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 метров до 19,8 метров. Наибольшие толщины приурочены к северо-восточной структуре, уменьшение толщины происходит в южном направлении, вплоть до полного замещения. На северо-востоке залеж экранируется зоной отсутствия коллекторов. Кроме того, отдельные зоны замещения выявлены также в центральной части. ВНК залежи пласта БС-10 на большей части площади отбивается на абсолютной отметке – 2486 метра, понижаясь к северо-западу (район скважины №204р) до отметки – 2509 метра. Залеж имеет обширную водонефтяную зону (до 50%).

Размеры залежи с учетом принятого ВНК составляет 21,5х13 километров высота около 40 метров тип – структурно – литологический.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА  ПРОДУКТИВНЫХ  ПЛАСТОВ

 

Муравленковское месторождение расположено в пределах Губкинского нефтегазового района в зоне  сочленения Средне-Обской и Надым-Пурской нефтегазовых районах.

В процессе эксплуатационного разбуривания месторождения, установлена нефтеносность в пластах 1БС-10, 2БС-10, 3БС-10, БС-11.

Залеж пласта БС-11 развита в более приподнятой северо-восточной части площади (район скважины №247р и №10р) и представлена чередованием песчано-алевролитовых пород с глинистыми прослоями. Вскрыт пласт наибольшим количеством скважин, в разрезе которых встречается от 2 до 7 проницаемых пропластков общей толщиной до 25 метров. Нефтеносность их подтверждена испытанием скважины №247р.

Пласт 3БС-10

Пласт 3БС-10 прослеживается на всей площади месторождения и представлен монолитным пластом, разделенным в ряде скважин плотным пропластком на два проницаемых прослоя. В основном пласт водонасыщен и только в более приподнятой северо-восточной части (район скважины №247р и скважины №10р) нефтенасыщенный. Залеж пластово-сводовая. Эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи колеблетца от 0,7 до 4,2 метров. ВНК принят на отметке 2505-2507 метров на юго-западе и 2519-2521 метров на северо-востоке.

Пласт 2БС-10

Пласт 2БС-10 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами. Пласт состоит из многочисленных изолированных зон не коллектора линз, которые имеют различный характер насыщения.

Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6 метров, в основном толщина 2 метра. Колебания отметок ВНК-2510 до 2530 метров. Залеж имеет извилистую конфигурацию. Насыщение пласта очень слабое.   

Пласт 1БС-10

Пласт 1БС-10 имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами и прослоями плотных глинистых и карбонатных пород, разделяющих толщину пласта на проницаемые прослои, число которых варьирует до 5.

Пласт хорошо развит в северо-западной части месторождения где эффективная нефтенасыщенная толщина достигает более 15 метров. На восточном крыле структуры развивается большая зона не коллектора, в пределах который вскрыт в единичных скважинах нефтяной коллектор. В южной части месторождения пласт имеет сложное строение, он разделяется многочисленными зонами пород не коллекторов. ВНК принят на отметке 2490 плюс-минус 5 метров. Залеж 1БС-10 пластовая, сводовая с частичным литологическим экранированием.

 

2.3.   СВОЙСТВА   ПЛАСТОВЫХ   ЖИДКОСТЕЙ   И   ГАЗОВ

 

Все пластовые воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы. Под химическим составом вод понимают состав растворенных в водах веществ.

Суммарные содержание в воде растворенных ионов, солей и коллоидов называют общей минерализацией воды. Воды с минерализацией менее 1г/л относятся к пресным, от 1 до 50 г/л - к соленым, минерализованными (минеральными), свыше 50 г/л - к рассолом.

Плотность воды зависит от минерализации. Чем выше минерализация воды, тем выше его плотность. Удельный объем воды – это объем, занимаемый 1 кг воды. С ростом давления объем воды уменьшается, а при повышении температуры увеличивается. Изменение объема воды обычно выражают объемным коэффициентом равным отношению удельного объема воды в пластовых условиях к удельному объему ее в стандартных условиях. Объемный коэффициент воды зависит от давления, температуры, степени минерализации воды и количества растворенного в ней газа.

Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,3 до 1,8 сП. С повышением температуры она уменьшается.

При разработке нефтяных месторождений необходимо знать отношение вязкости воды к вязкости нефти. Обычно вязкость воды в пластовых условиях значительно меньше пластовой нефти. При совместном движении в пласте воды опережает нефть и достигает забоя скважин скорее. В этих условиях, когда вязкость воды превышает вязкость нефти, происходит лучше вытеснение нефти водой и достигается больший процент извлечения нефти из пласта.

В промысловой практике пластовой водой принято называть только ту воду, которая залегает в одном и том же пласте с нефтью или газом. Воды, принадлежащие другим водоносным пластам, не содержащим нефть, или другим нефтегазоносным пластам, называют чуждыми, или посторонними водами по отношению к данному нефтяному или газовому пласту.

Технологическая вода закачивается в пласт при законтурном, внутриконтурном или очаговом заводнении согласно технологическому процессу разработки нефтяных или газовых залежей.

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотные соединения. Обычно в нефти преобладает углеводороды метанового или нафтенового рядов и реже ароматического ряда. Если в нефти преобладают углеводороды метанового ряда, она называется метановой, если нафтенового ряда – нафтеновой, если ароматического ряда – ароматической. Чем выше число n, тем тяжелей углеводороды. Фракционный состав нефти устанавливается путем разгонки и отбора фракций, выкипающих в отдельных температурных пределах. В зависимости от фракционного состава различают легкие нефти, или бензиновые и тяжелые, или топливные. Товарные качества нефти зависят от содержания парафина. Чем больше в ней парафина тем выше температура ее застывания.

Углеводородный газ находится в недрах земли в виде самостоятельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газовые шапки (свободный газ), а также в растворенном состоянии нефти или воде (попутный газ, так как его добывают попутно с нефтью).

Горючий газ представляет собой смесь предельных углеводородов метана, этана, пропана и бутана. В чисто газовых залежах преобладает метан. Углеводородный газ используется как химическое сырье, а также высоко качественное топливо.

Глубинные пробы нефти пласта БС-11 отобраны из скважины №201 (интервал 2636-2643). Результат исследований приведены в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1.

Наименование	Значение пласта БС-11
Давление насыщенности нефти газом, Мпа	12,0
Газосодержание, 10 м3/кг	66,95
Газосодержание,  м3/кг	57,0
Рабочий газовый фактор при 200С 10 м3/кв	59,00
Объемный коэффициент (эксперимент)	1,177
Рабочий объемный коэффициент	1,162
Вязкость нефти, н.пл Мпа/сек	0,97
Плотность нефти, н. пл кг/м3	772