Характеристика текущего состояния системы разработки нефтяного месторождения и определение проблемы эффективности эксплуатации скважин

Введение 5
1 Геолого-физическая характеристика Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения 6
1.1 Общие сведения о месторождении 6
1.2. Геолого?физическая характеристика месторождения 7
1.2.1 Стратиграфия 7
1.3 Тектоника 10
1.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных горизонтов 11
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 13
1.6 Запасы нефти, газа, КИН 14
1.7 Факторы, осложняющие геологическое строение разреза месторождения 17
2 Характеристика текущего состояния системы разработки нефтяного месторождения и определение проблемы эффективности эксплуатации скважин 18
3 Технологии и методы повышения эффективности эксплуатации скважин на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении 24
4 Оборудование, необходимое для повышения эффективности эксплуатации скважин 31
5 Экономические показатели предложенных технических решений 49
6 Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды 58
6.1 Краткая характеристика объекта исследования 58
6.2 Идентификация опасных и вредных производственных факторов 58
6.3 Мероприятия по созданию и обеспечению оптимальных условий производственной среды 60
6.4 Производственное освещение 63
6.5 Защита от шума, ультразвука и инфразвука 64
6.6 Защита от вибрации 65
6.7 Мероприятия по снижению загазованности и запыленности 66
6.8 Электробезопасность 66
6.9 Обеспечение пожарной безопасности 67
6.10 Индивидуальные средства защиты 68
6.11 Обеспечение безопасности в аварийных ситуациях 72
Заключение 74
Список использованных источников 76
Приложение А 78
Приложение Б 79
Приложение В 80
Приложение Г 81
Приложение Д 82

Весь текст будет доступен после покупки

Максимально возможное извлечение нефти из нефтяных залежей требует применения прогрессивных способов и схем разработки нефтяных месторождений, а также совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин.
Широкое распространение имеют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудована значительная часть фонда добывающих скважин. Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность), реализуемыми в условиях увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин. При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти электроцентробежные насосы (ЭЦН) более выгодны, чем штанговые.
Но поскольку ни один из видов механической добычи не может сравниться по объемам перекачиваемой жидкости с УЭЦН, эксплуатация нефтяных скважин с применением установок электроцентробежных насосов является актуальной.
Объект исследования – Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторож-дение.
Предмет исследования – процесс эксплуатации скважин на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении.
Цель работы – изыскание возможности повышения эффективности эксплуатации скважина Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
Представить геолого-физическую характеристику Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения.

Весь текст будет доступен после покупки

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Катангского района Иркутской области в 250 км севернее г. Киренска и в 250 км северо-восточнее разведанного Ярактинского месторождения представлен на рисунке 1.


Рисунок 1 – Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение

В 600 км юго-западнее находится г. Усть-Кут, пос. Ербогачен (районный центр) в 100 км северо-западнее месторождения. Ближайший населенный пункт с. Преображенка расположен в 50 км к западу от месторождения. К юго-западу от Верхнечонского месторождения расположены Дулисьминское (190 км), Ярактинское (250 км) и Марковское (310 км) нефтегазоконденсатные месторождения.
Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Сейсмически неактивен, по карте сейсмического районирования СССР (1983 годы) сейсмичность на площади месторождения равна 5 баллам.
Климат района резко-континетальный с продолжительной холодной зимой и жарким коротким летом, с годовым максимально экстремальными колебаниями температур от плюс 36? до минус 58?С.
Среднегодовая температура минус 5,5 ?С. В зимний период господствует мощный антициклон с солнечной безветренной погодой. В это время происходит сильное выхолаживание приземного воздуха, что обуславливает сезонное промерзание грунтов на 1,5-2 м и островное развитие многолетней мерзлоты.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к большой флексуре, осложняющей западный склон Пеледуйского куполовидного поднятия Непско-Ботуобинскойантеклизы. Размеры флексуры 55х50 км, высота складки 80 м. Разрез месторождения представлен породами кембрийской, каменноугольной и юрской систем. 15 Промышленные скопления углеводородов приурочены к подсолевым терригенно?карбонатным отложениям нижнего кембрия.
Промышленные притоки нефти достигают: из терригенных отложения до 230м3/сут., газа 270 тыс.м3/сут.; из преображенского горизонта – нефти до 43,2м3/сут., газа – 21,4 тыс.м3/сут. Иосинского – нефти 14,7м3/сут., газа до 109,9 тыс.м3/сут. Потенциальное содержание конденсата составляет 43,56 г/м3. Наиболее изучены в геологическом отношении и подготовлены к промышленному освоению залежи углеводородов в отложениях верхнечонского и преображенского горизонтов.
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) ? крупное месторождение нефти и газового конденсата в Катангском районе Иркутской области России.
Оператор – Верхнечонскнефтегаз (ВЧНГ) ? СП Роснефти и BeijingEnterprises.
Открыто в 1978 г, название получило по реке Чоне. Месторождение – второе по величине запасов на востоке России и крупнейшее в Иркутской области.
В 1990-х гг. была первая попытка начать разработку месторождения, бурились сотни скважин, но технологии были несовершенны, а горные породы – слишком твердые.
В 2003?2005 гг. специалисты ВЧНГ подтвердили хорошую нефтеносность пласта.
С 2005 г. Осваивалось в режиме опытно?промышленной эксплуатации. Октябрь 2008 г.:
? подключено к МНП ВСТО (до окончания его строительства нефть с Верхнечонского НГКМ шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), введено в промышленную эксплуатацию.
По системе геологического нефтегазового районирования – расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП).

1.2. Геолого?физическая характеристика месторождения
1.2.1 Стратиграфия

В геологическом строении Верхнечонского месторождения принимают участие породы протерозоя (архей), палеозоя (кембрийская система), мезозоя (юрская система), кайнозоя (четвертичная система).
Общая толщина осадочных отложений изменяется от 1176 до 1729 м. Породы фундамента архейского возраста представлены гранитами, гранито-гнейсами, грано-диоритами и корой выветривания, толщина которой достигает 34 м (скважина № 77).
Вскрытая толщина 0-93 м. Вышележащие отложения протерозойской системы представлены верхнерифейскими отложениями, которые сохранились только в пределах Верхнечонско-Талаканского грабена, в скважине №82 вскрытые отложения представлены гравелитами песчаными, галечниками полимиктовыми, в скважинах №94, 95, 96 вскрытые отложения представлены песчано-глинистыми породами с примесью гравийного материала, прослоями песчаников и алевролитов, иногда трещиноватых.
На отложениях рифея с перерывом залегают осадки кембрийской системы палеозоя, которые подразделяются на нижний, нижний-средний, средний-верхний отделы. Нижний отдел содержит отложения мотской, усольской, бельской, булайской, ангарской свит. Отложения мотской свиты залегают с перерывом, угловым и стратиграфическим несогласием на породах кристаллического фундамента и в пределах грабена – рифея. По литологическим признакам подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Толщина свиты 219-287 м.
Нижнемотская подсвита литологически неоднородна. Нижняя, базальная часть представлена кварцевыми песчаниками, реже полевошпатово-кварцевыми серыми, коричневато-серыми, в объеме которых 17 на площади месторождения выделяется верхнечонский продуктивный комплекс (Вч). Выше терригенных пластов залегает регионально выдержанная пачка аргиллитов темно-серых, реже зеленовато?серых толщиной 6-14,2 м, которые перекрываются породами терригенносульфатно-карбонатной пачки (ТСК).
Толщина этой пачки на Верхнечонском месторождении составляет 1-10 м. Толщина подсвиты 18-77 м. Средне-мотская подсвита сложена тонким, ритмичным переслаиванием доломитов, доломитов глинистых, доломито-ангидритов, аргиллитов серых, коричневато - и темно-серых.
К отложениям среднемотской подсвиты приурочен продуктивный на месторождении преображенский пласт (Пр). Толщина подсвиты составляет 77-82 м. Верхнемотская подсвита (усть-кутский горизонт) сложена ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, доломитов глинистых серых, коричневато - и темно-серых, участками окремнелых.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Агеев Ш. Р. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение / Ш. Р. Агеев, Е. Е. Григорян, Г. П. Макиенко. Пермь: Пресс-Мастер, 2017. – 645 с.
2. Алиев Ш.А., Деговцов А.В. Разработка нового оборудования для скважинных насосных установок с канатной штангой и анализ их надежности при эксплуатации боковых стволов малого диаметра / Ш. А. Алиев, А. В. Деговцов // Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. – 2018. – № 1 (290). – С. 39-49.
3. Бортников А.Е. «О возможности эксплуатации боковых стволов малого диаметра установками электроцентробежных насосов с открытыми рабочими колесами на примере месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западнаясибирь / А. Е. Бортников, В. Н. Ивановский, А. В. Кузьмин, А. А. Сабиров // «Территория НЕФТЕГАЗ» М., «Камелот-Паблишинг». – 2018. – № 4. – С. 28-32.
4. Гудков Е. П. Скважинная добыча нефти / Е. П. Гудков. – Пермь, 2019. – 218 с.
5. Ивановский В.Н. Анализ влияния темпа набора кривизны на габаритные размеры скважинного оборудования для эксплуатации скважин с боковыми стволами / В. Н. Ивановский, А. В. Деговцов, А. А. Сабиров, Е. А. Поносов // «Территория НЕФТЕГАЗ» М., «Камелот-Паблишинг». – 2012. – № 4. – С. 72-74.
6. Ивановский В.Н. К вопросу о создании оборудования для эксплуатации скважин с боковыми стволами / В. Н. Ивановский, А. В. Деговцов, А. А. Сабиров, Е. А. Поносов // «Территория НЕФТЕГАЗ» М., «Камелот-Паблишинг». – 2011. – № 3. – С. 80-82.
7. Козырев И. Н. Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации скважин с применением установок электроцентробежных насосов / И. Н. Козырев // Технические науки – от теории к практике. – 2016. – С. 95-99.
8. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений: Теория и практика / В. Д. Лысенко. – Москва: Недра, 1996. – 367 с.
9. Персиянцев М. Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М. Н. Персиянцев. – М.: НедраБизнесцентр, 2020. – 653 с.
10. Поляков В.С. Справочник по муфтам / В. С. Поляков, И. Д. Барбаш, О. А. Ряховский. – Л.: Машиностроение, 1979. – 344 с.

Весь текст будет доступен после покупки