Автор работы: Пользователь скрыл имя, 22 Октября 2014 в 18:18, дипломная работа
Цель данного дипломного проекта состоит в том, чтобы проанализировать эффективность системы разработки с боковыми стволами и доказать положительное влияние бурения скважин с боковыми стволами на конечный коэффициент извлечения нефти на Западно-Сургутском месторождении.
ВВЕДЕНИЕ 6
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………………… 8
1.1 Характеристика района работ………………………………………… 8
1.2 История освоения месторождения…………………………………… 11
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………… 17
2.1 Геологическая характеристика месторождения…………………….. 17
2.2 Характеристика продуктивных пластов……………………………... 23
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов……………………………... 27
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………….. 31
3.1 Принцип разработки месторождения………………………………... 31
3.2 Текущее состояние разработки месторождения и фонда скважин… 36
3.3 Осложнения при эксплуатации скважин…………………………….. 51
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………. 57
4.1 Конструкция скважин, оборудованных боковыми стволами………. 57
4.2 Профили проводки боковых стволов………………………………… 62
4.3 Оборудование устья и забоя скважин………………………………... 66
4.4 Типовая компоновка УЭЦН в скважинах с боковыми стволами…... 68
5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………. 73
5.1 Методы увеличения нефтеотдачи пластов и их классификация…… 76
5.2 Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения боковых стволов………………………………………………………………….
80
5.3 Преимущества технологии строительства боковых стволов над технологией строительства новых скважин…………………………
86
5.4 Методика прогнозирования ожидаемых показателей работы скважин с боковыми стволами………………………………………..
87
5.5 Динамика показателей эксплуатации скважин до и после зарезки боковых стволов……………………………………………………….
93
5.6 Влияние строительства боковых стволов на степень выработки запасов нефти по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения…………………………………………………………
98
5.7 Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами………………………………………………………………...
102
6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………….. 108
6.1 Методика расчета показателей экономической эффективности проведения зарезки бокового ствола…………………………………
108
6.2 Анализ чувствительности проекта к риску………………………….. 112
7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА………………….. 118
7.1 Безопасность проекта…………………………………………………. 118
7.1.1 Техника безопасности при зарезке боковых стволов…………. 118
7.1.2 Обеспечение безопасности работающих………………………. 125
7.1.3 Противопожарные требования и средства пожаротушения….. 128
7.1.4 Чрезвычайные ситуации………………………………………... 131
7.2 Экологичность проекта……………………………………………….. 138
7.2.1 Выброс вредных веществ в атмосферу………………………... 139
7.2.2 Контроль за загрязнением поверхностных вод……………….. 140
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ…………………………………………….. 141
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………. 143
2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов
Нефть, добываемая на Западно-Сургутском месторождении, является высокопарафинистой, смолистой, вязкой, сернистой. Разгазированные нефти пластов АС9 и БС4 – тяжелые, БС1, БС10, ЮС2 – средней плотности.
Содержание парафина колеблется в пределах от 3,4% (пласт БС1), до 4,9% (пласт АС9); асфальтенов от 1,8% до 3,5%, смол селикогелевых от 8,5 до12,5%.Нефть пластов АС9, БС1, БС4, ЮС2 – сернистая (содержание серы до 2%), а пласт БС10 – высокосернистая (0,2% и более). Нефти всех пластов содержат не менее 45% фракций, выкипающих до 3500С.В пластовых условиях (табл.2.2) нефть вязкая (3,56 –7,95Мпас), характеризуется высокой степенью) пережатия; в пластах БС1, БС2+3, БС10 давление насыщения в два раза ниже пластового, в пластах АС9 и ЮС2 – более чем в три раза.
Газосодержание нефти низкое, газовый фактор при условии многократной сепарации составляет по пластам: АС9 - 22 м3/т; БС1 - 36 м3/т; БС2+3 - 37 м3/т; БС10 - 38 м3/т; ЮС2 - 38 м3/т.
Нефтяной газ имеет высокое содержание метана (до 86%), соотношение «жирных» углеводородов типичное для газа нефтяных залежей (табл.2.3).
Анализ вод, полученных из различных частей разреза ант-альб-сеноманского водоносного комплекса, показывает, что в сеноманской толще заключены хлоридные натриевые воды с общей минерализацией 15-21 г/л. Основными солевыми компонентами являются хлор и натрий, составляющие 264-360 и 237,2-333,8 мг/экв/л соответственно. Количество кальция не превышает 22,8 мл/экв/л. Железо практически отсутствует, сульфаты не обнаружены. Содержание брома изменяется от 43 до 57 мг/л, а йода – от 4,3 до 18,7 мг/л. Вода имеет слабощелочную среду (РН= 6,2 - 8,9).
В состав растворенного в водах газа входят: метан – 91,4 – 99,6%; этан, пропан, бутан + высшие – 0,08 - 0,9%; азот – 1 - 8%; углекислый газ – 0,5 – 12%; сероводород в комплексе отсутствует.
Воды сеноманских отложений имеют вязкость 0,85 – 0,65 СПз, альбских – 0,7 СПз, обских – 0.6 – 0,5 СПз.
Сжимаемость вод составляет 4,25х10-6м, плотность в пластовых условиях – от 0,982 до 0,996 г/см3, в поверхностных – 1,012 – 1,014 г/см3.
Воды ант-альб-сеноманского комплекса характеризуются высокими фильтрационными свойствами, при смешивании с пластовыми водами осадков не дают.
Характеристика и состав пластовой воды представлены в таблицах 2.4 и 2.5.
Таблица 2.2
Свойства пластовой нефти Западно-Сургутского месторождения
Параметры |
Ед. изм. |
АС9 |
БС1 |
БС2+3 |
БС10+11 |
ЮС2 |
Пластовое давление |
МПа |
19 |
20,1 |
20,2 |
22,7 |
24,9 |
Пластовая температура |
0С |
65 |
60 |
60 |
67 |
74,5 |
Давление насыщения |
МПа |
5,91 |
8,87 |
8,58 |
10 |
8,3 |
Газосодержание |
м3/т |
24,41 |
41,65 |
38,1 |
49,1 |
41,2 |
Газовый фактор при условии многократной сепарации |
м3/т |
22 |
36 |
37 |
38 |
38 |
Объемный коэффициент |
д.ед. |
1,048 |
1,107 |
1,092 |
1,113 |
1,108 |
Плотность нефти |
кг/м3 |
869 |
835 |
845 |
826 |
831 |
Объемный коэффициент при условии сепарации |
д.ед. |
1,041 |
1,088 |
1,081 |
1,103 |
1,107 |
Вязкость нефти |
Мпас |
7,95 |
5,46 |
6,57 |
3,56 |
6,08 |
Таблица 2.3
Компонентный состав нефтяного газа однократного разгазирования Западно-Сургутского месторождения (молярная концентрация %)
Наименование компонентов |
АС9 |
БС1 |
БС2+3 |
БС10+11 |
ЮС2 |
Двуокись углерода |
0,78 |
0,51 |
0,81 |
0,20 |
0,83 |
Азот |
0,93 |
2,12 |
1,87 |
1,62 |
1,85 |
Метан |
85,97 |
75,28 |
83,76 |
81,18 |
65,66 |
Этан |
3,25 |
2,50 |
2,77 |
3,48 |
8,21 |
Пропан |
2,63 |
5,98 |
3,36 |
6,07 |
12,92 |
Изобутан |
1,28 |
2,28 |
1,29 |
1,39 |
2,62 |
Н-Бутан |
2,34 |
5,82 |
2,84 |
3,23 |
5,75 |
Изопентан |
1,02 |
1,72 |
1,27 |
1,00 |
1,52 |
Н-пентан |
1,01 |
2,08 |
0,94 |
1,02 |
1,32 |
Изо-гексан + Н-гексан |
0,79 |
1,67 |
1,09 |
0,81 |
1,22 |
Молекулярная масса |
20,83 |
25,19 |
21,54 |
22,13 |
26,77 |
Плотность при стандартных условиях, кг/м3 |
0,866 |
1,048 |
0,896 |
0,92 |
1,113 |
Таблица 2.4
Характеристика пластовой воды
|
Пласт |
Вязкость |
Плотность |
Содержание анионов |
Содержание катионов | |||
Cl- |
CO- |
Na+ |
Ca+2 |
Mg+2 | |||
БС1 |
0,6 |
1,01 |
9870,2 |
182,0 |
5955,4 |
353,2 |
62,9 |
БС2+3 |
0,6 |
1,007 |
9484,0 |
163,6 |
6051,0 |
300,9 |
34,4 |
БС4 |
0,5 |
||||||
БС10 |
0,5 |
1,009 |
9212,1 |
780,0 |
5839,4 |
256,4 |
69,45 |
АС9 |
0,6 |
1,015 |
|||||
Таблица 2.5
Состав пластовой воды
|
Пласт |
Уд.вес, г/см3 |
Кол-во исслед. проб |
Ионно-солевой состав, мл/л | |||||||
Cl- - ион |
HCO3- |
Ca++ |
Mg++ | |||||||
БС1 |
1,0112 |
70 |
9692,6 |
220,8 |
293,1 |
45,2 | ||||
БС2+3 |
1,0116 |
39 |
9802,9 |
162,7 |
295,6 |
36,2 | ||||
БС10 |
1,0116 |
134 |
9129,4 |
681,4 |
233,3 |
42,5 | ||||
БС1+10 |
1,0119 |
7 |
9792,3 |
201,3 |
333,7 |
48,6 | ||||
Na+ + К+ |
J- |
Br - |
Минерализация, г/л |
Характеристика по Сулину | ||||||
5995,2 |
21,5 |
50,8 |
16,1 |
Хлор-кальциевого типа | ||||||
6018,8 |
22,1 |
49,7 |
16,3 |
Хлор-кальциевого типа | ||||||
5830,6 |
21,3 |
48,6 |
16,1 |
Хлор-кальциевого типа | ||||||
5950,0 |
18,5 |
47,2 |
16,4 |
Хлор-кальциевого типа | ||||||