Автоматическое управление приводом погружного насоса нефтяной скважины в условиях Красноленинского месторождения

Коллекторы представлены типично  полимиктовыми разнозернистыми  песчаниками и алевролитами с  содержанием кварца 30 - 59%, полевых  шпатов 10 -34 %, обломков пород 20 - 54 %, слюды 1,0 - 3,7 %.

Глинистый цемент имеет в своем составе каолинит от 15 до 95 %, содержание которого увеличивается от КЖ_2-3  к ЮК₉, хлорит 10-55% и гидрослюду 15 - 60 %, содержание которых увеличивается вверх по разрезу, ССО от 5 до 30 % и до 5 % монтмориллонита, содержание которого по разрезу достаточно стабильно. Коллектор, как правило, перового типа, осложненный присутствием битума, углистости, отмечается также наличие трещиноватости, зеркал скольжения.

Пласты-коллекторы крайне не выдержаны  как в разрезе, так и по простиранию.

Коллекторы пластов ЮК_2-9 преимущественно перового типа, низкопроницаемые, по классификации А.А. Ханина относятся к коллекторам V и VI классов.

Для большинства залежей нефти отсутствует уверенно установленный водо-нефтяной контакт. Изученность залежей нефти в процессе проведения геологоразведочных работ недостаточна.

1.5 НЕФТЕНОСНОСТЬ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АБАЛАКСКОЙ СВИТЫ  БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

Залежь нефти абалакской свиты  приурочена к пласту ЮК₁ залегающему на глубине-2200-2400 м. Общая толщина абалакской свиты меняется в пределах от 18м (скв. 1274) в сводах локальных поднятий до 39 м (скв. 121р) в прогибах.

Основными путями фильтрации в коллекторах  абалакской свиты, являются трещины, которые  обеспечивают подток нефти к стволу скважины и определяют ее продуктивность. Основной же объем извлекаемой нефти сосредоточен в кавернах и полостях выщелачивания, связанных с трещинами. Возможна также подпитка нефти за счет микро- и макротрещин из редких прослоев и линз межзерновых коллекторов.

Залежь нефти в пласте ЮК₀ баженовской свиты выявлена в районе разведочной скв. 12р, при испытании которой из отложений баженовской свиты получен приток нефти дебитом 36 м³/сут на штуцере 8 мм.

Размеры залежи в пласте ЮК_о составляют 17.5 13 км. Контуры залежи установлены ориентировочно и требуют уточнения. Эффективная нефтенасыщенная толщина по пласту ЮК_о, принятая при оперативном подсчете запасов, составляет 6,5 м. ВНК в залежи не установлен.

Для пластов-коллекторов ЮК₀ и ЮК₁ характерны следующие основные особенности геологического строения, которые существенным образом могут сказаться на разработке залежей и должны быть учтены при подготовке проектных документов:

1. Прослои коллекторов имеют малые эффективные толщины, часто не 
превышающие 0,8 - 1,0 м.

2. В    разрезе    баженовской    и    абалакской    свит    преимущественное 
распространение имеют коллекторы, эффективная емкость которых представлена 
вторичными пустотами: трещинами, кавернами и полостями выщелачивания по 
трещинам.

Коллекторы с поровой емкостью имеют подчиненное значение и связаны с редкими прослоями песчано-алевритовых (межзерновые поры) и органогенных карбонатных (межформенные пустоты) пород.

3. Породы-коллекторы характеризуются невысокими значениями пористости 
(0,8 - 17,5 %), причем образованиям баженовской свиты соответствуют значения 
открытой пористости 0,8 - 4,3 %.

4. Величина пористости в значительной мере зависит от вещественного 
состава:

- минимальной пористостью (1-3 %) обладают карбонатные 
породы массивной текстуры;

- наибольшей пористостью (более 10%) представлены породы с 
глинистостью до 30 - 50%, карбонатностью до 30% и 
содержащие в своем составе кварц и полевые шпаты.

5. В абалакской свите значительную роль имеют коллекторы, эффективная емкость которых представлена вторичными пустотами (каверно-трещинный тип коллекторов).

Объект ВК разрабатывается на основании  технологической схемы разработки Ем-Еговской и Каменной площадей Красноленинского месторождения, утвержденной ЦКР.

Утвержденный вариант разработки по объекту ВК предусматривает:

- системы разработки - шахматная трехрядная, кольцевая, блочно-замкнутая,;

- плотность сетки -10 га/скв.;

-общий проектный фонд - 7107 скважин, в т.ч. добывающих - 4979, 
нагнетательных - 2126. Оставшийся уточненный независимый проектный фонд 
скважин для бурения на 01.01.2002 года составляет по площади 470 (13,2%).

Схема расположения проектного фонда  скважин на первоочередных участках опытно-промышленной эксплуатации объекта  ВК_1-3 Ем-Еговской площади представлена на рис.1.5.1

Рис.1.5.1. Схема расположения проектного фонда скважин объекта ВК_1-3 Ем-Еговской площади

На рассматриваемом в дипломе участке Ем-Еговской площади применяется шахматная трехрядная система разработки, рис.1.5.2.

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.5.2 Шахматная трехрядная система разработки месторождения

Где ○- добывающая скважина;

Δ- нагнетательная скважина.

Проектные уровни добычи:

нефти -3,931 млн.т (2003 г.),

жидкости — 29,765 млн.т,

закачка воды - 42,929 млн.м3,

конечный коэффициент извлечения нефти - 0,142.

1.6 ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА ВК ЕМ-ЕГОВСКОЙ ПЛОЩАДИ КРАСНОЛЕНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Основные проблемы в разработке объекта викуловской свиты обусловлены  горно-геологическими условиями залегания  пластов:

- высокая расчлененность объекта  (в каждом пласте выделяется  до пяти и 
выше нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью разделенными 
прослоями глин), обуславливает разноскоростную выработку запасов нефти из 
продуктивных интервалов разреза, что предъявляет повышенные требования к 
технологии строительства скважины и методам вскрытия пластов, заведомо снижает 
эффективность использования горизонтальных скважин для выработки запасов 
нефти в краевых зонах;

- невыдержанная, тонкая глинистая перемычка между верхним пластом ВК₁ 
и   нижним   ВК _2-3,   делает   невозможным   организацию   дифференцированного 
воздействия   и   не   обеспечивает   надежную   изоляцию   пластов   в   процессе 
эксплуатации скважин;

- присутствие рыхлосвязанной воды в свободном состоянии обуславливает 
неблагоприятный режим фильтрации нефти в пласте, изначально характеризуя 
продукцию скважин повышенным водосодержанием;

- обширные водонефтяные зоны - существенно снижают эффективность 
систем заводнения и методов интенсификации нефтедобычи.

1.7 ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ

Прибрежно-морские отложения продуктивных пластов ВК₁ и ВК_2-3 приурочены к кровельной части викуловской свиты и имеют площадное распространение.

Разбуривание пластов ВК₁ и ВК_2-3, материалы геофизических, гидродинамических и промысловых исследований подтвердили правомерность выделения залежей нефти викуловской свиты в единый объект разработки.

Пласт ВКг. Коллекторы пласта ВК₁ в пределах Ем-Еговского+Пальяновского лицензионного участка распространены повсеместно и представлены средне-мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Общая толщина пласта изменяется от 12,6 до 24 м, эффективные толщины варьируют  в интервале от 3,6 до 22,2 м, среднее значение эффективной толщины в пределах внешнего контура нефтеносности составило 12,3 м. Расчлененность пласта довольно неравномерная, количество пропластков составляет от 2 до 15. Преобладающая толщина проницаемых прослоев 1,0 - 1,6 м. Проницаемые прослои более 3 м зачастую сложены переслаиванием коллекторов, различающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам.

Толщина прослоев и линз неколлектора несколько меньше и в среднем  составляет 1 м, однако на долю пропластков  неколлектора с толщиной не более одно метра приходится 68,5 % (рис. 1.6.1).

Продуктивный пласт ВК₁ по морфологическому строению относится к (по данным ГИС) в пределах Ем-Еговского+Пальяновского лицензионного участка

типу линзовидно-слоистых, выдержанных  по общей толщине.

 

 

Рис. 1.6.1 Распределение толщин прослоев неколлектора в пласте ВК₁

Однако присутствующие в разрезе  пласта преимущественно маломощные пропластки неколлектора не могут служить  существенными экранами для фильтрации жидкости. Тип коллектора поровый. По фильтрационным способностям продуктивные отложения пласта ВК₁ характеризуются как низкопроницаемые. На долю пропластков коллектора с проницаемостью менее 10 10^-3 мкм² приходится 14,5 %, с проницаемостью от 10 до 50 10^-3 мкм² - 54,6 % от общего объема пласта. Коллекторы с улучшенными фильтрационными свойствами приурочены к средней части пласта (пачка «b»). Проницаемость отложений этой пачки по данным ГИС составляет в среднем 79,7 10 ^-3 мкм².

Нефть пласта ВК₁ Ем-Еговской площади малосернистая, малосмолистая, парафинистая, средней плотности, вязкая.

1.8 ХАРАКТЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ АВТОМАТИЗАЦИИ

Предприятие ОАО «ТНК Нягань» представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых давлений.

Отличительными особенностями  нефтедобывающего предприятия являются:

- большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров; расстояния между скважинами измеряются сотнями метров;

- непрерывность технологических процессов;

- однотипность технологических процессов на объектах (скважины, групповые установки, сепараторы и т. п.);

- связь всех технологических объектов через единый пласт, на который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода);

- низкая информационность о процессах, протекающих в пласте и скважине (практически единственным источником информации является измерение дебитов жидкостей и давлений в скважинах);

- большая инерционность протекающих в пласте процессов, приводящих к тому, что результаты того или иного управляющего воздействия на пласт можно будет оценить только через несколько лет, а иногда только к концу разработки месторождения, т. е. через десятки лет;

-непостоянство объема добычи нефти на месторождении, характеризующееся подъемом добычи в начальный период эксплуатации, стабилизацией на некотором уровне в промеж точный период и снижением добычи после этого периода, из-за этого в начальный период эксплуатации месторождения, когда наряду с разбуриванием площади вводятся многодебитные скважины, строительство объектов транспортировки и подготовки нефти не обеспечивает ведения нормального технологического процесса; при наступлении третьего периода эксплуатации месторождения мощность капитальных технологических объектов оказывается излишней;

- уникальность строения и параметров месторождений и невозможность повторения разработки в идентичных условиях, ограничивающих значение проводимых промысловых экспериментов; практически единственная возможность оценить достоинства и недостатки той или иной технологии разработки — это математическое моделирование тем более, что проведение промысловых экспериментов связано с огромными затратами ресурсов и времени.

 Рассредоточенность  технологических объектов на больших площадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами.

Анализ особенностей и существующего положения в области автоматизации нефтедобывающих предприятий позволил выработать основные принципы, которые были сформулированы в виде Основных положений по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий:

- унификации схем промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды;

- рационального размещения технологического оборудования на территории нефтедобывающего предприятия;

-создания новых видов нефтепромыслового оборудования, высокопроизводительного, надежного, органически включающего в себя средства автоматики; определения рациональных объемов автоматизации и телемеханизации объектов добычи, транспортировки и подготовки нефти, попутного газа и воды;

- разработки и внедрения новой организационной структуры автоматизированных нефтедобывающих предприятий.

Типовая схема предусматривает  минимальное количество технологического оборудования и максимальную его концентрацию в местах обслуживания. Предусматривается единый для всего предприятия пункт сбора и подготовки нефти, на котором осуществляются сепарация всех ступеней, подготовка и внешняя перекачка товарной продукции нефти, газа и воды Число скважин, объединяемых в едином центральном пункте подготовки нефти, выбирается исходя из максимально допустимых давлений на устье скважин.