Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

ЗАДАНИЕ …………………………………. ……………………………………. 2
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК …………………………………………………….. 4
СОДЕРЖАНИЕ …………………………………………………………………... 5
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………...….... 7
ПЕРЕЧЕНЬ ПРИМЕНЯЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ…………………………..…… 8
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ..……………………………………………..……. 10
1.1 Общие сведения о Ватинском месторождении……………………………… 10
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза……………………… 15
1.3 Тектоника ……………………………………………………………………… 22
1.4 Нефтеносность продуктивных пластов ……………….…………….……….. 24
1.5 Свойство и состав пластовых флюидов……………………………………… 28
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.…………………………………………….…. 31
2.1. Проектное решение по разработке месторождения ………………………... 32
2.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Ватинского месторождения ………………………………………………………
36
2.3 Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации ……………… 37
2.4 Анализ и подбор скважин оборудованных (УЭЦН) на Ватинском месторождении ………………………………………………………………..…..
41
2.5 Анализ причин отказов ЭЦН ………………………………………………… 45
2.6 Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования………………………
48
2.7 Анализ энергетического состояния залежи…………………………………. 50
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………............ 52
3.1. Назначение и устройство электропогружных насосов…………………….. 53
3.2 Установки погружных центробежных электронасосов…………………….. 58
3.2.1 Показатели технической и энергетической эффективности УЭЦН……… 60
3.2.2 Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК…………………………………………… 64
3.2.3 Погружной центробежный модульный насос…………………………….. 66
3.2.4 Газосепаратор……………………………………………………………….. 70
3.2.5 Погружной электродвигатель с защитой…………………………………. 73
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ……………………….………….... 82
4.1 Общая оценка вредных и опасных производственных факторов …..……. 83
4.2 Условия труда…………………………………………………………………. 84
4.2.1 Производственные санитарные условия…………………………………… 84
4.2.2 Вредные вещества и материалы, используемые на месторождениях……. 86
4.3 Обеспечение взрыво- и электробезопасности……………………………….. 88
4.4 Мероприятия по безопасности технологических процессов………………. 89
4.5 Охрана окружающей природной среды……………………………………… 91
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………….…………………….…………………………….. 96
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…….………………….……………………………….. 98
ПРИЛОЖЕНИЯ…………………………….……………………………………... 101

Весь текст будет доступен после покупки

На Ватинском месторождении используется механизированный способ эксплуатации электроцентробежными насосами УЭЦН.
За период 2014-2015 гг динамические уровни понизились в среднем до 1835м из-за неравномерной системы заводнения, и интенсивного отбора жидкости, пластовое давление упала в среднем до 190атм.
На Ватинском месторождении заглубляют установки на 2200м снижая забойное давление в среднем на 50 атм, это дает возможность увеличить приток из пласта.
Опыт показал, что для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о Ватинском месторождении

Ватинское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области вблизи разрабатываемых Аганского (на севере), Мегионского (на востоке), Самотлорского (на северо-востоке) и Северо-Покурского (на западе) месторождений.
Расстояние от месторождения по прямой до окружного центра Ханты-Мансийска составляет 370 км, до областного центра г. Тюмени - 750 км, городов Сургута и Нижневартовска соответственно 150 и 50 км. Ближайшими населенными пунктами являются г. Нижневартовск, г. Мегион, посёлок Покур и посёлок Вата (рис.1.1)

Рисунок 1.1 – Обзорная карта района Ватинского нефтяного месторождения

Площадь месторождения представляет собой слабо пересечённую, сильно заболоченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби и её притоков. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +40 м в пойменных частях рек до +64 м в пределах надпойменных террас.
Главная река Обь протекает южнее Ватинского месторождения. Ширина её русла достигает 1000-1300 м, она разветвляется в этом районе на большое количество протоков и рукавов. Наиболее крупными из них являются Мега, Мулиа, Пасол, Быстрая и другие. Правый приток Оби - Ватинский Еган пересекает месторождение почти в широтном направлении. В периоды весенних паводков река Обь и её притоки выходят из берегов, затопляя почти всю промысловую площадь. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных пород.
Климат района резко континентальный. Лето короткое, максимальная температура в июле достигает +30°С. Зимний период продолжается с ноября по апрель. Зима суровая, с метелями и снегопадами. Минимальная температура в декабре-январе достигает минус 50°С, при среднесуточной температуре в январе минус 25°С. Наибольшее количество осадков наблюдается в июле-августе и декабре-январе. Общее количество осадков в год составляет 400 мм. Толщина снегового покрова на открытых участках - до 1,0 м, на залесенных - 1,6 м и более. Ледяной покров на реках и больших озёрах достигает 40-80 см, на лесных озёрах всего 10-40 см. Реки вскрываются в конце мая, в конце октября наступает ледостав.
Ближайшими населёнными пунктами являются города Нижневартовск и Мегион, посёлки Покур и Вата.
Основной отраслью в районе является нефтедобывающая промышленность, а также строительство промышленных и бытовых объектов, лесозаготовки, рыболовство, охота.
Необходимые грузы доставляются в период навигации (май-октябрь) водным транспортом и по железной дороге Тюмень-Тобольск-Сургут-Нижневартовск. На месторождении имеются автодороги с бетонным покрытием, которые соединяют его с городами Нижневартовск и Мегион.

Сопутствующие полезные ископаемые. В Нижневартовском районе открыт ряд месторождений строительных материалов: керамзитовых глин, строительных и стекольных песков, песчано-гравийной смеси. Изучены и оценены запасы пресных вод. Произведен подсчёт запасов подземных вод апт-сеноманского водоносного комплекса, используемых для закачки в продуктивные пласты, и запасы утверждены ГКЗ РФ. Краткое описание этих месторождений приводится ниже.
Месторождение керамзитовых глин находится в 15 км к северо-западу от г. Мегион. Подсчитанные запасы глин составляют по категориям А+В+С1 2963,1 тыс. м3.
Месторождение строительного песка с запасами 4,8 млн. м3 открыто в 2,5 км к юго-востоку от г. Мегион.
Месторождение стекольного песка открыто в 120 км к юго-западу от посёлка Варьеган. Пески кварцевые, мелкие. Модуль крупности от 0,79 до 1,46. Содержание кварца 98%. В русле реки Аган открыто Шенглетовское месторождение стекольного песка на глубине 2,1-9,8 метров. Запасы составляют 25 млн. м3.
Локосовское месторождение глин расположено в 75 км к западу от г. Мегион у пос. Локосово, на второй надпойменной террасе р. Оби. Глины при добавке 1,5% солярного масла можно использовать для получения керамзитового гравия марки 600. Эти глины пригодны для изготовления кирпича марки 100-125 с сушкой в естественных условиях. Запасы глин утверждены в ГКЗ РФ по категориям: А - 1186 тыс. м3, В - 2725 тыс. м3, С1 - 2280 тыс. м3. В настоящее время на этом сырье работает Локосовский кирпичный завод. Лобановское месторождение глин находится в 10 км восточнее пос. Локосово. Площадь месторождения составляет 44 га, запасы 1988 тыс. м3. Глины пригодны для производства кирпича.
В Нижневартовском районе и непосредственно в пределах месторождения имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.
Условия водоснабжения. Источниками временного водоснабжения служат реки, ручьи, озёра. Однако поверхностные воды в большей степени подвержены загрязнению, требуют дополнительной очистки и не могут быть использованы источником питьевого водоснабжения.
Нижневартовский район расположен в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, где в разрезе верхнего гидрогеологического этажа выделяются следующие водоносные горизонты:
1. Водоносный горизонт четвертичных отложений;
2. Атлым - Новомихайловский горизонт;
3. Апт - Альб - Сеноманский горизонт.
На Ватинском месторождении основной объём воды используется для закачки в нефтяные пласты. В системе поддержания пластового давления (ППД) производится закачка вод различных источников. Данные представлены в таблице 2.1. В настоящее время больше половины закачиваемых вод составляют пресные поверхностные воды с водозабора “Курья”, не требующие очистки.
Таблица 1.1 - Объём закачки различных источников в систему ППД Ватинского месторождения, тыс. м3
Годы Всего Пресных Сточных Сеноманский
1988 8716 1158 1946 5612
1989 8627 1062 2726 4840
1990 10300 3900 3458 2941
1991 10309 3910 3458 2941
1992 15825 7875 4655 3295
1993 17630 9310 6492 1898
1994 20107 12705 7402 -
1995 23819 14092 9727 -
1996 24010 13371 10639 -
1997 20289 10004 10285 -

Вторым агентом закачки являются сточные воды, которые добываются с нефтью и отделяются от нее в пунктах подготовки нефти. Там же происходит очистка сточных вод до проектных параметров. На Ватинском месторождении содержание механических примесей не превышает 28,2 мг/л, нефтепродуктов - 37,5 мг/л. Объём закачки сточных вод постоянно увеличивается.
Третьим агентом закачки является подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса (покурская свита). Её толщина на Ватинском месторождении 649-720 м, кровля залегает в интервале глубин 955-973 м, подошва - от 1649 до 1772 метров. Песчанистость пород достигает 45 %, от чего водообильность покурской свиты тоже высокая. Среднесуточные дебиты скважин в 1972 году составляли 2620-3556 м3/сут, а к 1978 снизилась до 1200-2000 м3/сут. На данный момент закачка сеноманских вод на Ватинском месторождении прекращена.
Хозяйственно-питьевое водоснабжение на месторождении осуществляется за счёт подземных вод Атлымского и Новомихайловского водоносных горизонтов, приуроченных к мелкозернистым пескам с прослоями и линзами разнозернистых песков. Кровля отложений Новомихайловского возраста вскрыта на глубине 180-198 метров, Атлымского - на глубине 236-255 метров. Толщина водоносного горизонта невелика, рабочая часть фильтра не превышает 10 метров. По физическим и химическим свойствам воды Атлымского и Новомихайловского водоносных горизонтов соответствуют требованиям ГОСТа 2874-82 на питьевую воду (за исключением повышенного содержания железа).
С 1972 по 1975 год на Ватинском месторождении пробурены скважины для водоснабжения ЦТП, ЦДНГ-2, БКНС и ДНС, КНС - 4 и других нефтепромысловых объектов. Дебиты скважин при испытании составляли 20-30 м3/сут, при средних понижениях 40-60 метров. В связи с малой потребностью воды обычно работает одна скважина из 2-3 пробуренных на объекте. Подземные воды пресные, гидрокарбонатно-кальцевые, с минерализацией до 0,5 мг/л и жёсткостью от 0,97 до 2,9 мг-экв/л.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое расчленение разрезов скважин произведено в соответствии с региональной стратиграфической схемой, утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом 09.04.2004 г.
Геологический разрез Ватинского месторождения представлен мощной толщей (до 3000 м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. В геологическом строении разреза принимают участие породы доюрского фундамента и мезо-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. В пределах последнего выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.
Палеозойский фундамент (PZ)
Представлен сильно метаморфизированными глинистыми, глинисто-слюдистыми и глинисто-кремнистыми сланцами девон-триасового возраста. На сопредельных площадях встречаются известняки и сильно метаморфизованные магматические породы. Максимальная вскрытая толщина пород фундамента на месторождении 48 м.
Юрская система (J)
Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены преимущественно континентальными осадками, верхний - морскими. Нижний отдел представлен котухтинской, средний - тюменской и верхний - васюганской, георгиевской и баженовской свитами.
Котухтинская свита (J1) представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые, зеленовато-серые. Глины уплотненные темно-серые, прослоями слабо битуминозные. Встречаются вкрапления пирита, растительного детрита, листовая флора.
Тюменская свита (J2а-J2k) представлена чередованием плотных глин, алевролитов и песчаников. Нижняя часть сложена переслаиванием песчаников, и алевролитов серых, глинистых с уплотненными глинами, реже углями. Толщина тюменской свиты составляет 115-225 м.
Васюганская свита (J2k-J3о) подразделяется по литологическому составу пород на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами темно-серыми, иногда алевритистыми. Встречаются прослои битуминозных глин. Толщина нижней подсвиты 26-30 м. Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями алевритистых глин. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые. В этой подсвите выделяется продуктивный горизонт ЮВ1. Толщина васюганской свиты 60-70 м.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 2010. – 473 с.
2. Хохлов Б.П. Абсорбер. Расчеты. ГП 502.00.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1988. – 40 с.
3. Ромм В.М. Абсорбция газов. – М.: Химия, 1976. – 656 с.
4. Технологический расчет системы абсорбционной осушки газа – Справочное пособие, Тюмень, 2002.
5. Чеботарёв В.В. Расчёты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции. Уфа: УГНТУ,2010. – 331 с.
6. Ю. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка природных газов. М.: Химия, 1984. – 189 с.
7. Гафарова З.Р. Учебно-методическое пособие по выполнению экономической части дипломных проектов, Уфа: УГНТУ, 2009. – 12 с.
8. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра,2009. – 309 с.
9. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2010. – 596 с.

Весь текст будет доступен после покупки