Подбор УЭЦН на скважинах Правдинского месторождения по результатам гидродинамических исследований

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………….…. 6
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…...………………………………………… 7
1.1 Географическое расположение …...………………………………
7
1.2 История освоения месторождения ..……………………………… 8
1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов …
9
1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов ….………… 12
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ …………………………… 15
2.1 Анализ показателей разработки месторождения ………................. 15
2.2 Анализ показателей работы фонда скважин ……………………… 18
2.3 Анализ выполнения проектных решений …………….………….
22
2.4 Контроль над разработкой месторождения ……………………… 22
2.5 Конструкция и оборудование скважин …………………………… 24
2.6 Система сбора и подготовки скважинной продукции ………….. 30
3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ………………………………………………... 31
3.1 Виды ГДИС …………………………………………………………. 31
3.2 Приборы и оборудование для ГДИС ……………………………… 35
3.3 Технология проведения исследования……………………………..
45
3.4 Результаты исследований на КВУ ………………………………… 48
3.5 Определение параметров объект БС6 Правдинском месторождении по результатам исследования ………………….. 49
3.6 Подбор УЭЦН к скважинам, эксплуатирующим объект БС6 на Правдинском месторождении …………………………………….. 51
4 ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ …………….……….… 65
4.1 Основные задачи охраны недр при разработке месторождения … 65
4.2 Мероприятия по охране окружающей среды ……………………. 66
ЗАКЛЮЧЕНИЕ …..……………………………………….……..………… 68
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ……………………………..……… 69

Весь текст будет доступен после покупки

Правдинское месторождение эксплуатируется уже 48 лет, за этот период изменились условия и режим эксплуатации по отношению к первоначальным.
В процессе эксплуатации месторождения иссякает пластовая энергия, может быть изменён режим ППД, возрастает обводнённость пластового флюида. Установленное оборудование морально устаревает; происходят аварии и выход установок из строя. Проведение мероприятий, направленных на увеличение продуктивности скважин приводят к изменению коэффициента продуктивности скважины. Всё это приводит к необходимости замены скважинного насоса.
Так как условия меняются, необходим периодический контроль над состоянием объектов разработки. После проведения геолого-технических мероприятий (ГРП, СКО и других) проводят гидродинамические исследования скважин (ГДИС) для определения текущих параметров пласта и процессов разработки, в том числе – коэффициент продуктивности. Используя результаты ГДИС, производят подбор насосной установки к скважине.
Цель данной выпускной квалификационной работы – анализ результатов гидродинамических исследований скважин, эксплуатирующих объект БС6 Правдинского месторождения, проведённых после мероприятий по интенсификации притока, установление показателей работы скважины и подбор к ним оборудования с точки зрения оптимального режима их совместной работы.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Географическое расположение
Правдинское нефтяное месторождение в административном отношении расположено на территории Нефтеюганского района ХМАО - Югры Тюменской области России.
Оно находится в 140 км восточнее города Ханты-мансийска и в 50 км западнее города Нефтеюганска. Ближайшим населенным пунктом является городское поселение Пойковский, в котором расположена автодорожная станция. Рядом находятся Салымское, Усть-Балыкское, Мамонтовское, Восточно-Правдинское месторождения. Правдинское месторождение ограниченно 70 км в длину, 50 км в ширину [1]. Обзорная карта района работ представлена на рисунке 1.1.

- контуры месторождении - железные дороги
- автодороги - реки и озера
Рисунок 1.1 – Обзорная карта района работ
1 – Тепловское, 2 – Кудринское, 3 – Южно-Балыкское, 4 – Средне-Балыкское, 5 – Южно-Средне-Балыкское

В геоморфологическом отношении район представляет собой слабо расчлененную пологую равнину, наклоненную на север.
Гидрографическая сеть представлена реками Обь, Большой Салым, Пойка. Река Обь протекает севернее месторождения и является основной водной магистралью. Территория месторождения заболочена более чем на 50 %, глубина болот 2 … 5 м.
Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная. Лето короткое, тёплое. Самым холодным месяцем является январь (средняя температура -21,0 °С), самый теплый месяц – июль (средняя температура +17,4 °С). Средняя многолетняя сумма осадков равна 621 мм. Толщина снежного покрова доходит до 1,5 … 2 м и удерживается в течение 200 дней в году. Глубина промерзания почвы 1 … 2 м, болот – до 10 м.
В северной части месторождения проходит асфальтированная дорога «Тюмень-Сургут». Ближайшая железнодорожная станция в городе Пыть-Ях.
К юго-востоку от месторождения проходят газопровод «Уренгой – Челябинск – Новополоцк» и нефтепровод «Усть-Балык – Омск». Через месторождение проходит сеть нефтепроводов и линий электропередач.
1.2 История освоения месторождения
Разведочное бурение на Правдинской площади начато Главтюменьгеологией в 1964 году.
В 1966 году на северном участке месторождения было принято бурение 33 первоочередных эксплуатационных и нагнетательных скважин – два эксплуатационных и один разрезающий ряд.
Правдинское месторождение введено в разработку в марте 1968 года согласно «Технологической схеме разработки Правдинского месторождения», составленной Всероссийским Научно-Исследовательским Институтом (ВНИИ) в 1966 году, и разбуривалось согласно утвержденному варианту. Эксплуатация месторождения осуществлялась Главтюменнефтегазом.
В процессе эксплуатационного разбуривания месторождения, уточнения контуров нефтеносности залежей в оперативном порядке производился пересмотр категорий запасов, их прирост по отдельным участкам и пластам.
Для геометризации залежей использованы данные интерпретации ГИС как ручной, так и машинной обработки, выполненной в П.О. Тюменнефтегеофизика по скважинам, пробуренным в период с 1978 по 1983 годы и П.О. Юганскнефтегеофизика по скважинам, пробуренным после 1983 г.
В основу разработки Правдинского месторождения было положено внутриконтурное заводнение с разрезанием нефтяных пластов рядами нагнетательных скважин и выделением шести эксплуатационных блоков самостоятельной разработки. Для всех пластов предусматривалась одна сетка эксплуатационных и нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно раздельной эксплуатации и закачки воды.
По пластам БС5 и БС6 была сформирована блоковая система разработки.
На рассматриваемом месторождении впервые в отечественной практике в промышленных масштабах осуществлён газлифтный способ добычи нефти. С ростом обводнённости продукции скважины были переведены на насосный способ добычи нефти.
В период с 1983 г. по 1990 г. на месторождении продолжалось эксплуатационное бурение на основные продуктивные пласты и доразведка глубокозалегающих горизонтов. При этом уточнялись геологопромысловые показатели эксплуатационных объектов, характер их насыщения, отбирался и исследовался керн, изучались физико-химические свойства нефтей по глубинным пробам.
Значительная часть дополнительных определений за период с 1967 по 1990 годы. приходится на горизонты и пласты АС10-11, БС5, БС8, БС9, ачимовскую толщу которые на момент подсчета 1967 г. были охарактеризованы слабо, либо вообще не изучены. Кроме того, поднят и изучен керн из отложений тюменской и баженовской свит. Проводились работы по совершенствованию геофизического комплекса, а также методики интерпретации материалов ГИС. В большом объёме проведены гидродинамические исследования, на основе которых построены индикаторные диаграммы, определены коэффициенты продуктивности, гидропроводности и проницаемости.
По рекомендациям экспертов, два объекта подсчета по горизонту БС8 объединены в один; некоторые интервалы по пласту БС6, выделенные как «переходная зона», переведены в нефтенасыщенные мощности, из которых при испытании получены нефть с водой, но воды менее 50 %. Пробурены дополнительные разведочные скважины для изучения нефтеносности отложений нижних горизонтов.
ОАО «Юганскнефтегаз», принадлежащее российской нефтяной компании «Роснефть», получило в 1994 году лицензию на право пользования недрами по Правдинскому месторождению.
Запасы нефти и растворённого газа месторождения были утверждены ГКЗ «Роснедра» (протокол № 2575 от 23.09.2011). В 2012 году был проведён оперативный пересчёт запасов (протокол ГКЗ «Роснедра» № 18/477-пр от 27.07.2012).
1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Правдинское месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и находится в восточной части Салымского куполовидного поднятия. Приурочено к брахиантиклинальной складке меридионального простирания, осложняющей северную часть Пойкинского вала Сургутского свода.
Месторождение по геологическому строению относится к категории сложных, по запасам — к крупным.
Амплитуда складки 150 метров. По отражающему горизонту «Б» эта структура в пределах сейсмоизогипсы -2775 м имеет размеры по большой оси 42 км, по малой – 12 км, в северной и центральной частях – 22 км; амплитуду 30 м, в южной части – более 100 м [1]. Структура выполаживается от более древних к молодым отложениям при унаследованном характере поднятий по всем горизонтам Мезокайнозоя.
Стратиграфический разрез месторождения представлен породами осадочного чехла от юрского до четвертичного возраста, породами палеозойского фундамента и коры выветривания триасового возраста. Профиль Правдинского нефтяного месторождения представлен на рисунке 1.2.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Правдинское месторождение [Электронный ресурс] / месторождения // Горная энциклопедия. URL: http://www.mining-enc.ru/p/pravdinskoe-mestorozhdenie/ (дата обращения: 10.12.2015).
2 Требин, Г. Ф. Нефти месторождений Советского Союза [Текст]: справочник / Г. Ф. Требин, Н. В. Чарыгин, Т. М. Обухова – 2-е изд., доп. и перераб. – М.: Недра, 1980. – 583 с.
3 Зорькин, Л. М. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР [Текст]: справочник / Л. М. Зорькин. – М.: Недра, 1989. – 382 с.
4 Комплексная схема разработки Правдинского месторождения [Текст]: утв. ЦКР «Миннефтепрома». – 1977.
5 Анализ разработки Правдинского месторождения с уточнением технологических показателей до 2000 года [Текст]: утв. тех. советом «Главтюменнефтегаза». – 1982.
6 Проект разработки Правдинского месторождения [Текст] / ОАО «Гипровостокнефть», утв. ЦКР «Роснедра». – 2000.
7 Дополнение к проекту разработки Правдинского нефтяного месторождения [Текст] / ООО «РН-УфаНИПИнефть», утв. «Роснедра». – 2012.
8 Андреев, В. В. Справочник по добыче нефти [Текст] / В. В. Андреев, К. Р. Уразаков, В. У. Далимов и др. – М.: Недра, 2000. - 374 с.
9 Кабиров, М. М. Скважинная добыча нефти [Текст]: учебник / М. М. Кабиров, Ш. А. Гафаров. – СПб.: ООО «Недра», 2010. – 416 с.
10 Щуров, В. И. Технология и техника добычи нефти [Текст]: учебник для вузов – 3-е изд., стереотипное / В. И. Щуров. – М.: Альянс, 2009. – 512 с.
11 Арбузов, В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Часть 1: учебное пособие [Текст] / В.Н. Арбузов. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. – 200 с.
12 Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений [Текст]: РД 153-39.0-109-01 – 2002: утв. м-вом энергетики Рос. Федерации 01.03.02: ввод. в действие с 01.03.02. – М., 2002. – 81 с.

Весь текст будет доступен после покупки