Стеркулия платанолистная
Міністерство освіти і науки України
Кафедра видобування нафти і газу
КУРСОВА РОБОТА
З ДИСЦИПЛІНИ:
"НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА
ПРОДУКЦІЯ"
На тему:
"Прогнозування подальшої
розробки візейських покладів Прилуцького нафтового родовища"
Зміст
Вступ
1. Коротка історія розвідки та розробки родовища
2. Геолого-промислова характеристика покладу
2.1 Стратиграфія
2.2 Тектоніка
2.3 Нафтогазоводоносність. Об`єкти розробки
2.4 Колекторські властивості покладу
2.5 Фізико-хімічні властивості флюїдів
2.6 Гідрогеологічна характеристика покладу і його природній режим
роботи
2.7 Запаси нафти і газу
3. Аналіз технології і техніки експлуатації свердловин покладу
3.1 Стан фонду свердловин
3.2 Технологічні режими роботи свердловин та їх аналіз
3.3 Конструкція, глибинне та поверхневе обладнання свердловин
3.4 Аналіз результатів гідротермодинамічного, витрато - і
дебітометричного дослідження свердловин. Обробка результатів дослідження та
встановлення режимів роботи свердловин і уточнення характеристик пласта
3.5 Аналіз методів дії на привибійну зону пласта
3.6 Аналіз видів та ефективності поточного і капітального ремонту
свердловин
3.7 Висновки про стан експлуатації свердловин та рекомендації щодо
його покращення
Висновок
Література
Вступ
Нафта і газ широкого вжитку набули тільки в ХХ
ст. їх використання мало значний вплив на науково-технічний прогрес нашого
віку. Практично немає такої галузі економіки, де б не використовувалась нафта,
газ та продукти їх переробки. Вони ж є головними сучасними енергоносіями.
Щорічний світовий видобуток, який ведеться майже у 80 країнах, досяг
гігантських масштабів і становить понад 3 млрд. т. нафти та близько 2трлн. м3
газу.
Високий рівень щорічного видобутку нафти і газу в
світі може призвести до швидкого вичерпання їх запасів із надр Землі. Такі побоювання
не безпідставні: запаси нафти і газу нашої планети, звичайно, обмежені. Тому
перед людством стоїть задача раціонального та економного їх використання.
На даний час в Україні розвідано дуже багато
нафтових і газових родовищ на суші, а також проводиться інтенсивний пошук і
розвідка родовищ на морі і акваторіях, де за прогнозами вчених лежить
перспектива розвитку нафтогазової промисловості. Крім того великі надії
покладають на великі глибини, де можливе знаходження нафти і газу. У наш час
Україна задовольняє свої потреби в нафтогазопродуктах на 7 % в нафті та на 23 %
в газі, малий видобуток зумовлений виснаженням старих родовищ і рідким
введенням в розробку нових родовищ, а також тривалістю освоєння нових родовищ.
Мета даної курсової роботи полягає в тому щоб
з'ясувати загальну характеристику нафтогазоносного родовища біля міста Прилуки,
а також провести детальний аналіз його режимів роботи, способів та методів
видобування корисних копалин.
Методи які використовуються в курсовій роботі
наступні: метод аналізу (аналізується сучасний стан родовища), метод порівняння
(робиться порівняння стану родовища за всі роки його існування) та метод
моделювання (моделюється можливий стан роботи родовища у найближчі роки).
візейський поклад свердловина стратиграфія
1.
Коротка історія розвідки та розробки родовища
У різні роки в районі Прилуцької площі
проводилися геолого-зйомочні, геофізичні і бурові роботи. Так в 1951 році
північніше міста Прилуки проводилася гравіметрична зйомка, якою було виявлено
мінімум сили тяжіння.
У 1953-54 рр. електро-розвідувальними роботами,
виконаними в районі Прилуцького мінімуму сили тяжіння, по опорному горизонту
високого опору обуло зафіксовано підняття шарів, що оконтурювалося ізолінією
мінус 4000 м.
У 1954-55 рр. структурно-картувальним бурінням,
проведеним на обширній території міжріччя Удаю і Орлиці, на півночі
досліджуваного району південно-східна частина Ольшанського прогину,
південно-західніше, якого намітилося Прилуцьке підняття.
У кінцевому своєму виді Прилуцьке підняття було виявлене,
вивчене і підготовлене для глибокого буріння сейсморозвідкою, що проводилася в
1955-56р. по даним сейсморозвідки було складено структурні карти по трьом
горизонтам (юра, тріас Тj, карбон Сi) в масштабі 1: 50000, на яких знайшла своє
відображення Прилуцька структура. Найбільш ярко ця структура виражена покладах
палеозою, по яким вона малюється в вигляді крупної брахиантиклінальної складки
північно-західного простягання, розбитої диз'юнктивними порушеннями на ряд
блоків. Розміри структури: по великій осі 17 км, по короткій осі-14 км. у
1958-60 рр. на Прилуцькій площі було проведено структурно-пошукове буріння, яке
підтвердило наявність Прилуцького підняття, виявленого геофізикою, уточнили
його будову по крейдовим С і юрським відкладам. У 1959 році трестом
"Чернігівнафтогазрозвідка" Прилуцька площа, булла введена в глибоке
розвідувальне буріння. У 1959 році свердловиною №1 було встановлено
нафтоносність Прилуцької структури, а в 1960 році в свердловині №4 із
візейських відкладів був отриманий фонтан нафти дебітом в 240 т/добу на 10 мм
штуцері і таким чином було доведено промислове значення Прилуцького нафтового
родовища. Окрім візейського нафтового покладу, по даним промислово-геофізичних
досліджень керна і досить обмеженим даним випробування свердловин, що були
проведені в 1962 році, ряд нафтоносних горизонтів виділяється серед відкладів
серпухівського і башкирського ярусів. Але ці горизонти на той час були слабо
вивчені і їх промислову цінність було доведено пізніше.
Підрахунок запасів нафти і газу по Прилуцькому
родовищі було проведено в 1964 році, у цьому ж році по Прилуцькому родовищу
було складено та затверджено "Технологічний проект розробки Прилуцького
родовища" на основі запасів нафти.
Родовище відкрито Пирятинською конторою
розвідувального буріння І тресту "Чернігівнафтогазрозвідка" в липні
1960 року. У 1961 році був введений в експлуатацію горизонт В14+15. У 1966 році
була розпочата розробка горизонту Б1 та В16, в 1973 році - В13 і С8+9.
У даний час Прилуцьке нафтове родовище розробляється на основі уточненого
проекту розробки, складеного ВАТ "Український нафтогазовий інститут"
в 1996 році та проектних рекомендацій. Башкирський, серпухівський та візейський
горизонти розробляються на природному пружно-водонапірному режимі.
2.
Геолого-промислова характеристика покладу
2.1
Стратиграфія
У геологічній будові Прилуцького родовища беруть
участь відклади девонської О, кам'яновугільної С, пермської Р, тріасової Т,
юрської І, крейдової К, палеогенової Р, неогенової 14, четвертинної систем.
Максимальна товщина осадового чохла, розкритого свердловинами перевищує 4000 м.
Продуктивними є відклади башкирського ярусу
середнього карбону Сг, а також серпухівського та візейського ярусів нижнього
карбону Сі.
Візейський ярус залягає на розмитій поверхні
турнею. Представлений утвореннями нижньо- та верхньовізейського підярусів.
Нижньовізейські відклади являють собою переважно
вапняки та аргіліти з прошарками алевролітів і пісковиків. У верхньому візеї
переважають аргіліти, котрі містять прошарки вапняків, пісковиків та
алевролітів, до яких приурочені промислові скупчення нафти. Пісковики
сіробарвні - від світло-сірих, майже білих, до темно-сірих, дрібно - і
середньозернисті, польовошпатово-кварцові, слюдисті, щільні. Алевроліти сірі,
глинисті, слюдисті. Вапняки сірі і темно-сірі, кристалічні, місцями глинисті,
на деяких ділянках доломітизовані, щільні, інколи тріщинуваті. Аргіліти
темно-сірі, до чорних, вапнякові, алевролітисті, слабко слюдисті. Вік порід
встановлено на основі комплексу мікро фауни та даних спорово-пилкового аналізу.
Товщина коливається від 350 до 455 М.
Серпухівський ярус. Відклади залягають на
розмитій поверхні верхнього візею і представлені аргілітами, які містять
декілька верств алевролітів та пісковиків. Алевроліти та пісковики сірі,
глинисті, місцями дуже глинисті. До прошарків, що залягають в підошві розрізу,
приурочені промислові скупчення нафти. Вік порід датується на основі
спорово-пилкового комплексу.
Башкирський ярус. Осадки башкирського ярусу
залягають на розмитій поверхні серпухівських відкладів. За літологічними
ознаками, комплексом мікро- фауни та даними спорово-пилкового аналізу вони
поділяються на дві товщі, які відносяться до верхньо- та нижньобашкирських
підярусів. Нижня товща складається з мікрозернистих глинистих щільних вапняків,
інколи тріщинуватих, котрі вміщують прошарки темно-сірих аргілітів і поодинокі
невитримані проверстки пісковиків. Верхня товща складена з "темно-сірих
вапнякових аргілітів, котрі чергуються з прошарками пісковиків, алевролітів,
зустрічаються також проверстки доломітизованих вапняків. У ряді свердловин
пісковики вафтонасичені. Товщина відкладів башкирського ярусу коливається від
260 до 300 м. Продуктивна частина відкладів Прилуцького родовища літологічно
представлена чергуванням пісковиків, аргілітів, рідше алевролітів,
зустрічаються також поодинокі тонкі прошарки вапняків, які витримані по
простяганню і є жореляційними реперами. Характеристика пластів проводиться на
основі фактичного матеріалу літолого-петрографічного вивчення порід і
дослідження їх властивостей по керну, даних промислової геофізики, випробувань
і досліджень свердловин.
2.2
Тектоніка
Прилуцьке нафтове родовище знаходиться в
південній частині розвитку антиклінальних і солянокупольних структур. З
південного заходу ця зона межує з південною частиною крила Дніпрово-Донецької
западини, в північній - з вентральною. За схемою тектонічного районування
фундаменту ця зона відповідає південно-західному крайовому прогину грабена,
який з південного заходу межує з моноклінальним схилом Українського кристалічного
масиву. З південного сходу - з центральною припіднятою частиною Дніпровського
грабена. Південно-західний рогин зчленовується із схилом Українського
кристалічного масиву, а також з центральною частиною грабена по регіональних
глибинних розломах. Крім того, кристалічне ложе прогину розбите системою
поперечних порушень на ряд тектонічних блоків, які утворюють систему горстів і
грабенів, що поступово занурюються в південно-східному напрямку. До такого
блока - грабена і приурочений район Прилуцького родовища.
Осадовий комплекс даного району також розбитий
системою поперечних диз'юнктивних порушень на ряд блоків. При кореляції розрізу
свердловини і - аналізі товщин стратиграфічних комплексів виявлено ряд
стратиграфічних та кутових неузгодженостей, а також значна кількість порушень
скидового типу. Найбільш чітко проявляється доверхньо-пермська кутова і
стратиграфічна неузгодженості. Крім неузгодженостей в розрізі відмічається ряд
місцевих редукцій товщин деяких свит, котрі є наслідком розвитку
внутрішньо-формаційних стратиграфічних неузгодженостей. З цього видно, що
Прилуцьке підняття розвивалось неперервно протягом тривалого геологічного часу
і зазнало інтенсивного складкоутворення в доверхньо-пермський час. Тоді ж
з'явились і основні диз'юнктивні порушення.
У розкритій частині розрізу Прилуцького підняття
виділяються два основні структурні плани: нижній доверхньопермський і верхній
післяверхньопермський. По верхньому структурному плану підняття більш пологе і
розбите на низку мілких блоків. Найбільш піднята його частина знаходиться в
районі свердловини № 16. По нижньому структурному плану складка має чіткішу
форму. Куш падіння порід збільшуються. Пологішим стає південно-західне і більш
крутим північно-східне крило. Амплітуди порушень значно зростають і з’являються
нові порушення. Склепіння складки зміщується в район свердловин №
13,23,25,26,27.
Прилуцька структура являє собою асиметричну
брахіантиклінальну криптодіапірову складку північно-західного простягання.
Розміри складки по башкирських відкладах 5x3,5 км. Кути падіння порід
південно-західного крила по мезозойських відкладах 1-2°, по палеозойських -
10-12°. Північно-східне крило крутіше - кути зростають від 1° в мезозої до
12-14° в палеозої.
Внаслідок інтенсивного проявлення соляної
тектоніки на Прилуцькому піднятті утворились багаточисельні скидові порушення
повздовжнього і поперечного напрямків. Деякі площини скидання мають зустрічне
падіння, утворюючи в склепінні грабен просідання, характерний для
солянокупольних структур. Найбільша кількість порушень відсікається в відкладах
мезозою та І верхнього палеозою, котрі зазнали максимального розтягу. З
глибиною їх кількість значно зменшується. Виділення порушень в свердловинах
проводилось шляхом співставлення каротажних діаграм та їх детальної площинної
кореляції. Випадання з розрізу тих чи інших його частин було підставою для
виділення І вирушень. Всього на родовищі прослідковується 7 порушень в
башкирських відкладах, 7 - в серпухівських, 6 - в верхньо-візейських та 4 - в
турнейських і девонських відкладах. Найбільшими порушеннями, виявленими в межах
родовища є порушення І та II, що січуть складку вздовж і впоперек через
склепіння по палеозойських відкладах, утворюючи чотири основні блоки:
північно-західний, північно-східний, південно-західний і південно-східний. Південні
блоки на 150-225 м опущені по відношенню до північних. Найбільш віднятий
північно-західний блок, в його межах нафтонасиченими є серпухівські та
візейські відклади. Північно-східний блок опущений на 25-100. м по відношення
до північно-західного. Нафтоносність в цьому блоці пов'язана з башкирськими,
серпухівськими та візейськими відкладами. Крім згаданих двох порушень
простежуються декілька дрібніших скидів, що розбивають складку на ряд блоків.
Найбільш інтенсивно порушеннями розбите склепіння складки в межах
північно-східного блоку.
Скид І підсікається в свердловинах № 6, 12, 13,
14, 18, 20, 22, 23, 25, 33 та ін. і розбиває складку вздовж, проходячи через її
склепіння майже в мередіальному напрямку. Падіння площини скидання західне,
кути падіння 45 - 80°. Амплітуда скиду 75-100 м.
Скид II має північно-західне простягання,
проходить через південну частину склепіння і розкритий свердловинами № 4, 12,
22, 27 в московських та башкирських відкладах, а також в свердловинах № 10, 25,
26, 31 в верхньокам'яновугільних відкладах. Кут падіння скидача 50-60°,
амплітуда 50-225 м.
Скид III з кутом падіння 60-70° має
північно-східну орієнтацію. Порушення проходить через склепіння складки і
підсікається в свердловинах № 28 і 29, утворюючи невеликий грабен просідання.
Скид IV має північно-східне простягання.
Амплітуда його змінюється від 25 до 50 м і простежується лише до низів
башкирського ярусу. Порушення фіксується в свердловинах № 26 та 27.
Скид V по башкирських відкладах має північне
простягання і виділяється в свердловинах № 6 та 14, а в пермських відкладах -
свердловиною № 17. Площина скиду має східний напрямок з кутом 30-40° та
амплітудою 25 м. Скид чітко простежується і затухає в нижній частині башкиру.
Скид VI проходить західніше свердловини № 3 і
охоплює верхньо - та середньокам'яновугільні відклади. Скид південно-західного
напрямку, кут падіння 65-70°.
Скид VII трасується в районі свердловини № 5 в
нижній частині башкирських відкладів. Амплітуда його біля 25 м. Порушення падає
назустріч великому розлому II.
Описані вище основні порушення простягаються в
різних напрямках і перетинаючись в склепінні утворюють чотири основні блоки: І,
V, VI, VII.
У межах північно-західного блоку І простежується
порушення V, яке ділить його на два блоки І і II. У межах північно-східного
блоку простежуються порушення III і IV, які ділять блок на блоки III, IV і V.
Блоки IV і V виділяються в башкирських відкладах. У візейських відкладах
залишаються тільки блоки III і V.
2.3
Нафтогазоводоносність. Об`єкти розробки
На Прилуцькому нафтовому родовищі виділяють три
об'єкти розробки: Б (об'єднує горизонти Б1 Б2, Б3), С (горизонт С8+9) та В
(горизонти Віз, Ви, Ві5, В,6).
Горизонт Б1 продуктивний в блоках III і V. Поклад
в блоці III має площу 259,84 тис. м і середню нафтонасичену товщину 11,16 м.
Початковий ВНК має відмітку - 1420,8 м. У блоці V горизонт нафтонасичений за
даними ГДС. ВНК прийнятий на відмітці - 1375,6 м. Площа нафтоносності становить
188,31 тис. м2, а середня нафтонасичена товщина - 5,57 м.
Горизонт Б2 продуктивний в блоках III і IV.
Поклад в блоці III має площу 162,0 тис. м2. Початковий ВНК прийнято
на відмітці - 1478,8 м. Середньозважена нафтонасичена товщина - 6,5 м.
Нафтонасиченість у блоці IV встановлено за даними промислової геофізики в
свердловинах № 25 та № 26. ВНК прийнято на відмітці - 1452,9 м. Площа покладу
174,64 тис. м2, середньозважена нафтонасичена товщина - 5,26 м.
Промислова нафтоносність горизонту Б3 виявлена в
блоках Ш та V шляхом випробування свердловин. У блоці III початковий ВНК -
1494,2 м. Площа покладу - 29,46 тис. м, середньозважена нафтонасичена товщина -
3,2 м. Поклад в блоці V має площу 347,16 тис. м2 при
середньозваженій нафтонасиченій товщині 9,8 м. Відмітка ВНК - 1468,3 м.
Нафтоносність покладу С8+9 пов'язана з
блоками І та IV. Це доведено випробуванням свердловин. У блоці І площа покладу
становить 1829,43 тис. м, а середньозважена нафтонасичена товщина - 10,38 м. У
блоці IV - відповідно 988,88 тис. м та 14,42 м. Початковий водонафтовий контакт
спільний для обох блоків і проводиться по ізогіпсі - 1690,0 м. Нафтонасиченість
даного покладу за ГДС коливається від 0,368 до 0,701. Залишкова
нафтонасиченість не визначалася.
Горизонт В13 продуктивний в блоках І та V. Площа
покладу в блоці І дорівнює 1635,86 тис. м2, середньозважена
нафтонасичена товщина - 1,08 м. У блоці V величина становить відповідно 588,12
тис м і 0,83 м. У районі свердловини № 6 відмічається літологічне заміщення
колектора на щільні породи.
Горизонт В14+15 є основним об'єктом
розробки на родовищі щодо запасів нафти. Продуктивний в межах блоків І та V. У
контурі нафтоносності випробуваний майже усіма свердловинами. У блоці І поклад
має площу 1731,61 тис. м2 при середній нафтонасиченій товщині 21,09
м. Площа нафтоносності покладу в блоці V становить 595,43 тис. м,
середньозважена товщина - 16,85 м.
Нафтоносним горизонт В16в є в блоках І
та V. Поклад в блоці І має площу 1143,52 тис. м, а в блоці V - 124,13 тис. м.
Середня нафтонасичена товщина становить: в блоці І - 8,01 м, в блоці V - 3,25
м. Продуктивність горизонту В16н встановлена лише в блоці І. Поклад має площу
397,66 тис. м і середньозважену нафтонасичену товщину 9,65 м. Для всіх покладів
візейського ярусу прийнято спільний водо нафтовий контакт, відмітка якого -
1735,0 м.
2.4
Колекторські властивості покладу
Горизонт С8+9 розкритий всіма
свердловинами. Загальна товщина горизонту коливається від 27 до 48 м, ефективна
нафтонасичена товщина від 10,4 до 12,0 м. З відбором керну пробурено
свердловини № 2, 3, 6, 11, 16, 19, 21, 24, 35. Освітленість горизонту керном
складає 5,4%. Літологічно горизонт представлений пісковиками, алевролітами,
аргілітами і рідко вапняками. Пісковики і алевроліти залягають в покрівлі і
підошві горизонту і розділені між собою пачкою аргілітів товщиною 20-30 м.
Прошарки досягають товщини від 2-3 до 5-7 м, інколи досягають 16 м.
Відкрита пористість по керну коливається від 0,07
до 0,226. Проникність - від 0,0001 до 0,283 мкм2.
Пористість за ГДС коливається від 0,108 до 0,168,
нафтонасиченість 0,368 до 0,701. Середньозважене значення пористості складає
0,122, нафтонасиченість - 0,452.
За даними експериментальних досліджень зразків
керну, що відібраний з горизонту С8+9 в свердловині № 35, була проведена оцінка
гідродинамічних властивостей колекторів. Колектор представлений алевролітами
глинистими, горизонтально-шаруватим, польовошпатокварцевим з глинистим
гідрослюдистим цементом. Структура алевролітова, текстура тонковерствувата.
Таблиця 1.1 - Гідродинамічні властивості
колекторів горизонту С8+9. Прилуцького родовища за даними
експериментальних досліджень
|
Модель
|
|
Коефіцієнт,
частка одиниці
|
|
|
пористості
|
початкової
нафтонаси- ченості
|
залишкової
нафтонаси- ченості
|
витіснення
нафти
|
|
1
|
0,175
|
0,523
|
0,305
|
0,417
|
|
2
|
0,166
|
0,568
|
0,318
|
0,440
|
|
3
|
0,137
|
0,511
|
0,304
|
0,405
|
|
середня
|
|
0,534
|
0,310
|
0,420
|
Таблиця 1.2 - Характеристика порід горизонту С8+9
Прилуцького родовища
|
Порода
|
Інтервал
залягання,
|
Товщина,
м
|
Пористість,
частка одиниці
|
Нафтонасиченість,
частка одиниці
|
|
м
|
|
ГДС
|
керн
|
ГДС
|
керн
|
|
Алевроліт
|
1781,2-1783,2
1784,0-1785,6
|
1,2 1,2
|
0,150
0,170
|
0,150
0,167
|
0,360
0,400
|
0,395
0,450
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Аргіліт
|
1785,6-1799,6
|
14,0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Алевроліт
|
1799,6-1801,2
|
1,2
|
0,140
|
0,149
|
0,550
|
0,448
|
|
1801,2-1813,2
|
12,0
|
0,160
|
0,167
|
0,400
|
0,427
|
Глинистість цементу до 20%. Середня величина
коефіцієнту витіснення нафти водою при нульовій газонасиченості оцінюється в
0,42. При цьому нафтонасиченість початкова - 0,534, залишкова - 0,31. З
врахуванням коефіцієнту витіснення 0,42 і коефіцієнта охоплення 0,7, коефіцієнт
нафтовилучення оцінюється в 0,294. Для розрахунків вилучених запасів нафти
горизонту С8+9 Прилуцького родовища прийняті коефіцієнти нафти 0.294
(Таблиці 1.1, 1.2).
2.5
Фізико-хімічні властивості флюїдів
Властивості нафти в пластових умовах вивчалися на
основі глибинних проб (таблиця 1.3).
Таблиця 1.3 - Властивості нафти в пластових
умовах.
|
Ж п/п
|
Найменування
|
Один,
вимірюв.
|
Значення
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
1.
|
Пластовий
тиск рпл
|
МПа
|
18,7
|
|
2.
|
Температура
пласта Тт
|
°С
|
65
|
|
Тиск
насичення рнас
|
МПа
|
3,6
|
|
4.
|
Густина
сепарованої нафти рн с
|
кг/м3
|
829,3
|
|
5.
|
Густина
нафти при риас
|
кг/м3
|
783,8
|
|
6.
|
Густина
нафти при рт
|
кг/м3
|
801,7
|
|
7.
|
Газовміст
|
м3/
м3 м /м
|
19,5
|
|
8.
|
Газовміст
|
м3/т
|
23,7
|
|
9.
|
Об'ємний
коефіцієнт при рпл
|
|
1,065
|
|
10.
|
Об'ємний
коефіцієнт при рнас
|
|
1,071
|
|
11.
|
Усадка
нафти
|
%
|
6,1
|
|
12.
|
Стисливість
нафти
|
1/ат
|
1,776-10-4
|
|
13.
|
Температурний
коефіцієнт при рпл
|
|
1,011
|
|
14.
|
Коефіцієнт
динамічної в'язкості нафти при рнас
|
мПа*с
|
1,9
|
|
15.
|
Коефіцієнт
динамічної в’язкості при рпл
|
мПа*с
|
2.155
|
Нафти всіх продуктивних горизонтів родовища мають
дуже близькі фізико - хімічні властивості. За зовнішнім виглядом нафта
Прилуцького родовища являє собою темно - коричневу, майже чорну, непрозору
рідину. Згідно з класифікацією вона є легкою, малосірчистою, парафінистою,
смолистою. За груповим складом відноситься до метано-нафтенового типу.
Таблиця 1.4 - Фізико-хімічні властивості та
фракційний склад розгазованої нафти серпухівського ярусу
|
Найменування
|
Один,
|
Кількість
|
Інтервал
змін
|
Середнє
|
|
вимір.
|
свердл.
|
проб
|
|
значення
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Молекулярна
вага
|
|
4
|
9
|
178,0-206,3
|
193,3
|
|
Густина
|
кг/м5
|
4
|
9
|
827-848
|
836
|
|
Коефіцієнт
кінематичної ^язкості при 20°С, хІО6
|
м2/с
|
4
|
9
|
10,5-23,0
|
14,96
|
|
Температура
застигання
|
°С
|
4
|
9
|
-16±4
|
-7
|
|
Температура
спалаху
|
°С
|
4
|
9
|
-14±6
|
-5
|
|
Вміст:
парафіну
|
%, мас.
|
4
|
9
|
1,59-8,01
|
4,28
|
|
- смол
силікагелевих
|
|
4
|
9
|
4,82-8,12
|
6,73
|
|
-
коксу
|
|
3
|
7
|
1,46-3,90
|
2,34
|
|
-
асфальтенів
|
|
3
|
8
|
0,
19-1,40
|
0,60
|
|
-
сірки
|
|
4
|
8
|
0-0,24
|
0,13
|
|
- смол
сірчанокислих
|
|
2
|
5
|
0,22-14,00
|
9,24
|
|
Фракційний
склад (розгонка по Енглеру): початок кипіння
|
°С
|
4
|
9
|
44-80
|
64
|
|
вихід
фракцій: до 100°С
|
%
|
4
|
9
|
2-8
|
4
|
|
100-120°С
|
|
4
|
9
|
3-5
|
4
|
|
120-150°С
|
|
4
|
9
|
2-9
|
5
|
|
150-170°С
|
|
4
|
9
|
1-3
|
2
|
|
170-180°С
|
|
4
|
9
|
3-6
|
4
|
|
180-200°С
|
|
4
|
9
|
2-5
|
4
|
|
200-220°С
|
|
4
|
9
|
2-6
|
4
|
|
1
220-240°С
|
|
4
|
9
|
2-5
|
4
|
|
1
240-260°С
|
|
4
|
9
|
3-5
|
5
|
|
І
260-280°С
|
|
4
|
9
|
3-6
|
5
|
|
1
280-300°С
|
|
4
|
9
|
5-Ю
|
7
|
|
4
|
9
|
41-55
|
48
|
Основні показники фізико-хімічних властивостей
дегазованої нафти змінюються в таких межах і мають такі середні значення:
густина коливається від 818 до 851 і в середньому
становить 829 кг/м;
коефіцієнт кінематичної в'язкості при°С20 -
8,24-23,0; середня 11,91*106
м2/с;
вміст силікагелевих смол змінюється в межах
2,04-10,9 при середній величині 5,23 %;
асфальтенів в нафтах міститься в середньому
0,46%, інтервал змін - 0,02-2,2;
вміст парафіну становить 1,5-10,0, середнє
значення - 4,22 %;
вміст сірки коливається від 0 до 0,8 і в
середньому становить 0,19 %;
вміст коксу - 1,3-3,9 при середній величині 2,21
%;
температура застигання - 34±10°С.
Малюнок 1.1 - Залежність властивостей пластової
нафти горизонту С8+9 Прилуцького нафтового родовища від тиску.
Розгонка на фракції здійснювалась до 300°С.
Температура початку кипіння коливається від 38 до 80°С, а для більшості проб
вона становить 45 - 70°С. Вихід фракцій до температури 150°С - 10-26 % (в
середньому 15 %), до 300°С википає 41-57 % (в середньому 48 %). Вміст масел не
визначався.
Залежності властивостей нафти від тиску приведені
на малюнку 1.1.
Водоносні горизонти серпухівського ярусу при
випробувані свердловин № 1, 3, 16, з котрих отримали дебіти води 27-158,4
м'/добу. Статичні рівні в свердловинах № 3 та № 1 відповідно установилися на
глибинах 158 та 210 м.
За хімічним складом води відносяться до
хлоркальцієвого типу, хлоридної групи, натрієвої підгрупи. Мінералізація
становить 162,7-215,5 г/л.
2.6
Гідрогеологічна характеристика покладу і його природній режим роботи
У геологічному розрізі родовища водоносні
горизонти поширені серед четвертинних 0, неогенових И, палеогенових Р,
крейдових К, юрських і, тріасових Т, пермських Р, кам'яновугільних С і
девонських V відкладів.
У процесі розвідувальних робіт випробуванню
підлягали лише палеозойські горизонти, перспективні в відношенні
нафтогазоносності.
У серпухівських відкладах досліджувався один
водоносний горизонт в свердловині № 3 (інтервал 1834-1840 м) і № 1 (інтервал
1863-1866 м). Щодо вміщуючі породи представлені піщаником, в покрівлі і підошві
якого залягають аргіліти. Результати дослідження цього горизонту приведені в
таблиці 1.5.
Таблиця 1.5 - Результати дослідження вод
горизонту С8+9
|
№Св.
|
Інтервалперфорації
|
Вік
|
Спосібвипробування
|
Статичнийрівень,м
|
Пласт
тиск у середи, інтернперфор.
|
Дебіт,м3/добу
|
Динамічнийрівень
|
Темп.,°С
|
Глиб.замірутемп.,м
|
|
3
|
1834-
1840
|
С1n
|
свабув.
|
158,0
|
190,9
|
27
|
491,0
|
60,5
|
1800
|
|
1
|
1863-
1866
|
С1n
|
свабув.
|
210,0
|
177,0
|
28
|
260,0
|
65,0
|
1830
|
По хімічному складу води серпухівських відкладів
відносяться до хлоркальцієвого типу, хлоридної групи, натрієвої підгрупи.
Мінералізація вод коливається в широких межах не дивлячись на те, що це води
одного горизонту. Так, в свердловині № 3 мінералізація води складає 162,7 г/л,
в той час як в свердловині № 1 мінералізація значно вища і складає 215,5 г/л.
По ступеню метаморфізації, води цих двох свердловин також відрізняються одна
від одної. У свердловині № 3 метаморфізація води більш висока, ніж в
свердловині № 1.
Основними солями являються хлориди натрію і
кальцію, що складають 95,7-96,0 %. На частку решти солей припадає тільки
4,0-4,3 %. Концентрація йоду складає 2,12-3,0 мг/л, брому 133,8 мг/л.
Гідротермодинамічні умови залягання нафти не
міняються повсьому покладу, так на початковий момент розробки покладу пластовий
тиск був рівний 18,7 МПа, температура пласта 65°С; на даний момент розробки
температура залишилася незмінною, а пластовий тиск знизився до 12,1 МПа.
2.7
Запаси нафти і газу
Перший підрахунок запасів нафти і розчиненого
газу по всіх виявлених покладах проводився за станом вивченості на 01.01.1964
року. ДКЗ затвердив запаси тільки по візейським горизонтам і вони складали:
геологічних - 6523 тис. видобувних - 3226 тис. т. (категорія В+С1). Запаси
вуглеводнів в башкирських та серпухівських ярусах не затверджувалися, оскільки
не була доведена їх промислова значимість. Перерахунок запасів був виконаний АТ
"УкрНП" за станом вивченості родовища на 01.01.1996 рік. Державна
комісія України по запасах корисних копалин на своєму засіданні 25.06-18.07.96
року затвердила нові запаси вуглеводнів Прилуцького родовища в обсязі: нафти -
11693 тис. т., газу - 289 млн. м3.
Проведемо вручну підрахунок початкових балансових
і видобувних запасів нафти і розчиненого газу по серпухівському горизонту
виконуємо об'ємним методом за формулою Жданова:
Qбал = (F1h1-F2h2) Kп. вКнО
, (1.1)вид=Qбал
, (1.2)
де Qбал - початкові запаси нафти, т.вид - початкові
видобувні запаси нафти, т.;, F2 - площа нафтоносності відповідно 1-го та ІУ-го
блоку, м2;, h2 - середньозважена нафтонасичена товщина відповідно
1-го та ІV-го блоку, м2;
Кпв - коефіцієнт відкритої пористості;
Кн - коефіцієнт нафтонасиченості;
О - перерахунковий коефіцієнт;
р - густина нафти в атмосферних умовах, кг/м3;- коефіцієнт
вилучення нафти.
Площа нафтоносності кожного блоку продуктивного горизонту
визначалася за підрахунковим планом і становить для 1-го і ІУ-го блоку
відповідно 1829,43-10 м2 та 988,88-103 м2.
По всіх продуктивних горизонтах до перерахунків запасів
прийняті
значення пористості по промислово-геофізичних даних, які
зважувались по
ефективній товщині прошарків.
Коефіцієнт пористості горизонту С8+9 складає
12,2 % або 0,122.
Коефіцієнт нафтонасиченості визначався за даними промислово
- геофізичних досліджень свердловин і для горизонту С8+9 прийнятий
45,2 % або 0,452.
Густина нафти в атмосферних умовах становить 834 кг/м3.
Коефіцієнт вилучення нафти для горизонту С8+9
рівний 0,294. Перерахунковий коефіцієнт прийнятий 0,919.
Середньозважена нафтонасичена товщина 1-го та ІУ-го блоку
рівна, відповідно, 10,38 м і 14,42 м.
Скориставшись формулами (1.1) та (1.2) визначимо балансові
та видобувні запаси серпухівського горизонту С8+9 Прилуцького
родовища:
бал = (1829,43 10,38 + 988,88 14,42) 103
0,122 0,452 0,919 834,Qвид =14056,27103 т,вид = 1405,27
103 0,294 = 413,15 103 т.
Видобувні запаси розчиненого газу визначаємо за формулою:
=QвидG (1.3)
де V - видобувні запаси розчиненого газу, м;
С - газовміст пластової нафти, м3/т.
За даними нових досліджень уточнене значення газовмісту
пластової нафти становить 19 м3 /т, а видобувні запаси пораховані за формулою
(1.3) становлять:
= 413,415-103 - 19 = 7,85 106 м3.
Отже, провівши вручну підрахунок запасів по серпухівському
горизонту С8+9 Прилуцького родовища ми з'ясували, що видобувні
запаси нафти і газу складають відповідно 413,15 тис. т. нафти та 7,85 млн. м3
газу.
3.
Аналіз технології і техніки експлуатації свердловин покладу
3.1
Стан фонду свердловин
За час розвідки і розробки Прилуцького нафтового
родовища була пробурена 41-на пошуково-розвідувальна і експлуатаційна свердловини.
За станом вивченості на 01.05.2011 року (таблиця2.1):
ліквідовано з геологічних і технічних причин - 19
свердловин № (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,10,11,12,15,17, 19, 28, 30, 31, 32);
використано як видобувні - 22 свердловини № (13,
14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 29, 33, 34, 35, 36, 37, 39, 40, 41,
42);
підготованих до ліквідації - 1 свердловина №
(22).
З ліквідованих свердловин чотири використовується
для скидання під товарної води в поглинальні горизонти. З видобувних свердловин
дві використовуються як п'єзометричні (свердловини № 13, 21). Отже, діючий фонд
свердловин дорівнює 19-ть.
Нарівні з свердловинами № 14, 26 у ряді
видобувних свердловин виявлено порушення цілісності експлуатаційних колон. Так,
у свердловині № 13 виявлено порушення цілісності експлуатаційної колони
(діаметром 146 мм) на глибині 1310-1323 м, 1550-1557 м. Свердловина № 13
переведена в категорію п’єзометричних, але результати її досліджень не можуть
бути використані за призначенням.
Свердловина № 21 також переведена в категорію
п'єзометричних з 15.12.1981 року.
Цілісність експлуатаційної колони (діаметр 168
мм) також порушена в інтервалі глибин 0-200 м, 1121,5 м, 1260-1320 м, 1247 м.
Результати досліджень в цій свердловині також не придатні для контролю за
процесом розробки.
За весь час розробки горизонт С8+9
Прилуцького родовища він розроблявся 10 свердловинами. Станом на 01.05.2011
року експлуатаційний фонд складає 6 свердловин (таблиця2.1).
Таблиця 2.1 - Стан фонду свердловин Прилуцького
родовища та серпухівського горизонту С8+9 на 01.05.2011 р.
|
Категорія
свердловин
|
Кількість
свердловин
|
|
По
горизонту С8+9
|
По
родовищу
|
|
Пробурено
всього Експлуатаційні В.т.ч. діючі З них: фонтанні ЕВН ШГН Газліфт
Недіючі В освоєні після буріння В консервації Очікують ліквідації Передано
під закачку переведені на інші горизонти ліквідовано Спеціальні, всього В
т.ч контрольні п’єзометричні поглинаючі
|
10 6 6
- - 6 - - - - - - 1 - 3 - 1 2
|
41 20
19 - 11 8 - - - - 1(22) - - 15 6 - 2(13,21) 4(4,10,12,31)
|
Слід відзначити, що у більшості свердловин
Прилуцького родовища низьке положення цементного каменя за експлуатаційною
колоною (1300-вибій). Тільки двох видобувних свердловинах цементаж
експлуатаційної колони було здійснено до гирла свердловини (свердловини № 26,
37).
3.2
Технологічні режими роботи свердловин та їх аналіз
На родовищі застосовується принцип послідовної
експлуатації продуктивних пластів знизу-вверх у видобувних свердловинах. Тому
верхні експлуатаційні об'єкти (Б і С) будуть забезпечені видобувним фондом
після того, як буде закінчена розробка візейських покладів нафти. Це становище
також підтверджує необхідність запроектованого оновлення експлуатаційного фонду
свердловин після 2005 року.
Поклади верхніх об'єктів експлуатуються
штанговими насосами через те, що коефіцієнт продуктивності не перевищує
0,01-0,2 т/доб-МПа. Динамічні рівні з них зберігаються в інтервалі 1330-1580 м.
Високопродуктивні свердловини візейських покладів
експлуатуються за допомогою УЕВН. Динамічні рівні в них підтримуються в
інтервалі 360-490 м.
Горизонт С8+9 розробляється шістьма
свердловинами (14, 16, 18, 24,29, 35).
Обводненість продукції свердловини № 14 до 1998
року зберігалася на низькому рівні - до 2,5 % і в 2008 році складає 6,6 %.
Свердловина № 29 розташована поряд з тектонічним
порушенням в нафтовій зоні з великою початковою нафтонасиченою товщиною - 17,6
м. Протягом всього строку роботи (з 1966 року) обводненість зберігалась на
низькому рівні (0,2-2,9). На думкою геологів підприємства, очевидно, тектонічне
порушення є екрануючим в цій зоні. За характером її обводнення та накопиченим
видобутком нафти, прийшли до заключення про більшу нафтонасичену площу даного
покладу ніж уявлялось до цього часу.
Колектори горизонту С8+9 характеризуються
низькими фільтраційними властивостями. Тому середній дебіт рідини складає
2,4-4,7 т/добу, а нафти - 2,3-2,4 т/добу. Обводненість рідини, яка
видобувається, змінюється в межах 3,8-17,9 %.
Пластовий тиск з початку розробки горизонту
понизився з 18,7 МПа до 10,5 МПа. При цьому динаміка пластового тиску в покладі
по блоках відрізнялась. Так в блоці 1 пластовий тиск знизився до 12,1 МПа або
на 6,6 МПа. Отже, природній режим покладу в обох блоках покладу
характеризується як малоактивний. Навіть за умов збереження існуючих темпів
відбору продукції прогнозується помітне зниження пластового тиску до 7-8 МПа,
що може ускладнити роботу глибинних насосів у свердловинах.
Таблиця2.2 - Технологічні режими роботи
свердловин горизонту С8+9 Прилуцького родовища
Три з шести свердловин працюють періодично: у
двох з них період накопичення рідини становить 12 годин, а у одної - 20 годин.
В таблиці2.2 приведені технологічні режими роботи
видобувних свердловин горизонту С8+9 Прилуцького родовища.
3.3
Конструкція, глибинне та поверхневе обладнання свердловин
Конструкція свердловин, що розробляють
серпухівський С8+9 горизонт вибрана з умов попередження аварій і
ускладнень та виконання поставленої перед свердловиною мети.
Направлення d=406,4 мм спускаємо на глибину 5 м з
метою попередження розмиву устя свердловини та ізоляції верхніх поглинаючих
четвертинних відкладів. Цементується по всій довжині.
Кондуктор d=245 мм спускається на глибину 300 м
для ізоляції верхніх нестійких порід та водоносних горизонтів заради уникнення
їх забруднення. Цементується на всю довжину.
Експлуатаційна колона d=146 мм (рідко d=168 мм)
спускається до вибою з метою ізоляції вище лежачих пластів; утворення умов
нормальної експлуатації продуктивних відкладів; можливості виконання робіт по
підземному і капітальному ремонті свердловин. Цементування в інтервалі
продуктивної товщини і на 300 м вище неї.
Так як пласти серпухівського С8+9
горизонту низькопродуктивні і динамічні рівні знаходяться на глибинах 1332-1608
м, то експлуатація свердловин здійснюється штанговими глибинно-насосними
установками (ШГНУ). На всіх свердловинах використовується один тип
верстатів-качалок РН 1-32, верстат-качалка монтується на рамі, яка встановлена
на залізобетонну основу. Так як у свердловинах відмічені низькі статичні рівні
і експлуатація відбувається без газопроявів, то використовуються гирлові
сальники з одинарним ущільненням для яких робочий тиск становить 4 МПа. Насосні
штанги використовуються діаметрів 19, 22 та 25 мм, сальникові штоки
(полірований шток) мають діаметр 31 мм. У всі свердловини спущені вставні
насоси НВС-32, які у зібраному вигляді спускаються у свердловину на колоні
насосно-компресорних труб (НКТ) і кріпляться до неї за допомогою замкової опори
типу ОМ. Колона НКТ на даних свердловинах має діаметри 60 та 73 мм.
3.4
Аналіз результатів гідротермодинамічного, витрато - і дебітометричного
дослідження свердловин. Обробка результатів дослідження та встановлення режимів
роботи свердловин і уточнення характеристик пласта
Результати гідротермодинамічного, витрато - і
дебітометричного дослідження свердловин використовуються для контролю за
режимами роботи свердловин та контролю і регулювання розробки пласта.
Для контролю за процесом розробки та станом фонду
свердловин здійснюється комплекс геолого-промислових, промислово-геофізичних та
гідродинамічних досліджень свердловини та пластів відповідно до встановлених
норм та правил. На Прилуцькому родовищі виконується цілий комплекс заходів для
контролю та регулювання процесу розробки (таблиця2.3).
Таблиця 2.3 - Комплекс геолого-промислових і
гідродинамічних досліджень
|
№, п/п
|
Найменування
|
Періодичність
1 раз в
|
|
1
|
Замір
дебіту рідини, нафти і обводненості продукції
|
5 днів
|
|
2
|
Замір
динамічного рівня
|
Квартал
|
|
3
|
Дослідження
характеру насиченості пластів в неперфорованих інтервалах свердловин методом
ІННК
|
Рік
|
|
4
|
Дослідження
п’єзометричних і видобувних свердловин, що простоюють (пластовий тиск,
статичний рівень, розділ нафта-вода)
|
Півріччя
|
|
5
|
Замір
об’єму закачки по нагнітальним свердловинам
|
Тиждень
|
|
6
|
Замір
тиску на усті по нагнітальним та газовим свердловинам
|
День
|
|
7
|
Зняття
профілю приймальності і термограми в водо нагнітальних
|
Півріччя
|
|
8
|
Зняття
індикаторної діаграми (не менше 4-х точок) по нагнітальним свердловинам
|
рік
|
|
9
|
Дослідження
герметичності експлуатаційних колон видобувних і нагнітальних свердловин
|
рік
|
|
10
|
Опресування
і відбракування насосно-компресорних труб в свердловинах і гирлового
обладнання
|
При
ремонті
|
Дослідження включають замір продукції свердловин,
пластових та вибійних тисків, динамічних рівнів, аналіз фізико-хімічних
властивостей нафти, конденсату, води, газу, дослідження фільтраційних
властивостей пластів та інше.
Комплекс досліджень свердловин та пластів, котрий
виконується на - родовищі співробітниками НГВУ "Чернігівнафтогаз",
дає змогу вести аналіз розробки продуктивних пластів і визначати особливості
вироблення покладів.
Дослідження в цілому задовільняють вимоги, які
ставляться до системи контролю
за процесом розробки родовища та станом фонду
свердловин. Перед дослідженнями ставляться такі задачі:
контроль за розробкою видобувних та нагнітальних
свердловин (замір видобутку свердловин, визначення обводненості продукції,
замір динамічного рівня, гирлових тисків та інше);
контроль за динамікою пластового тиску (замір
пластового тиску в п'єзометричних свердловинах);
вивчення характеру насичення колекторів
(дослідження методами промислової геофізики, вивчення керну відібраного при
бурінні на розчині, що не фільтрується або промивальній рідині з мінімальною
водовіддачею);
оцінка ефективності заходів з інтенсифікації
видобутку нафти (оцінка коефіцієнта продуктивності, побудова характеристик
витіснення);
дослідження фізико-хімічних властивостей нафти,
пластової води (лабораторний аналіз проб).
У результаті виконання всіх методів дослідження
свердловин та пластів оцінюється ефективність процесу розробки родовища та
застосування методів регулювання.
У проекті розробки контроль за розробкою родовища
передбачалося проводити з виконанням наступного об'єму робіт:
. Контрольні заміри дебітів нафти, газу і води.
. Дослідження глибинно-насосних і газліфтних
свердловин для визначення оптимального режиму їх роботи.
. Визначення приймальності нагнітальних
свердловин.
. Заміри пластового тиску в зупинених
свердловинах.
. Визначення оптичних властивостей нафти при
заводненні покладу.
Намічені заходи в основному виконуються.
Не регулярно проводяться заміри пластового тиску
через неможливість довготривалої зупинки свердловини на їх відновлення. Дані
про проведення досліджень свердловин відображені в таблиці2.4.
На період дорозробки родовища об'єм дослідних
робіт слід продовжити в об’ємі передбаченому в проекті розробки з визначенням
коефіцієнту світлопереломлення. Враховуючи незначні рівні відборів нафти з
покладів та обмежені можливості підприємства, періодичність проведення
досліджень на продуктивність, заміри пластового тиску, рівнів рідини, профілів
приймальності встановлюється один раз на рік. Особлива увага має бути
зосереджена на замірах пластового тиску, а також на зняттях характеристик
"до"-"після" під час проведення геолого-технічних заходів з
впливу на ПЗП, як один з методів регулювання процесу розробки.
Таблиця2.4 - Об'єми і періодичність проведення
дослідницьких робіт.
|
№ п/п
|
Вид
робіт
|
Періодичність
та кількість робіт.
|
|
|
Планова
|
фактична
|
|
1
|
Контрольний
замір дебітів нафти, газу і води.
|
1 раз
на місяць
|
1 раз
на місяць
|
|
2
|
Дослідження,
свердловин для визначення оптимального режиму роботи.
|
2 рази
на рік
|
1 раз
на рік
|
|
3
|
Визначення
приймальності нагнітальних свердловин.
|
постійно
|
постійно
|
|
4
|
Замір
пластових тисків в зупинених свердловинах.
|
2 рази
на рік
|
4 рази
на рік
|
|
5
|
Замір
динамічних і статичних рівнів рідини в зупинених свердловинах.
|
2 рази
на рік
|
1 раз
на рік
|
|
6
|
Визначення
профілів приймальності нагнітальних свердловин.
|
2 рази
нарік
|
1 раз
на рік
|
|
7
|
Дослідження
оптичних властивостей нафти.
|
2 рази
на рік
|
не
проводилось
|
Мета досліджень свердловин - контроль
продуктивності свердловин, (вивчення впливу режиму роботи на продуктивність
свердловини та оцінка фільтраційних параметрів пласта, тобто отримання і
обробка індикаторної діаграми.
Технологія досліджень полягає у безпосередньому
вимірюванні дебіту свердловин і відповідних їм значень вибійного тиску
послідовно на кількох попередньо забезпечених усталених режимах (не менше
трьох).
Тривалість стабілізації режиму роботи свердловини
залежить від фільтраційної характеристики пласта; вона, як правило,
встановлюється дослідним шляхом (рядом послідовних вимірів дебіту) і становить
від кількох годин до 2-5 діб.
Одночасно визначають газовий фактор і відбирають
з викидних ліній або із замірних ємностей проби рідини на обводненість і
наявність піску.
Дебіт вимірюють на групових замірних установках
типу "Спутник". Дебіт на замірних установках типу "Агат-1".
Пластовий тиск вимірюють в зупинених
свердловинах, переважно в період ремонтних робіт, а потім будують графік його
зміни в часі, екстраполюючи дату дослідження.
За результатами досліджень будують індикаторні
діаграми. Значення дебіту з поверхневих умов перераховують з допомогою
об'ємного коефіцієнта Ь, перемножуючи виміряне значення дебіту на об'ємний коефіцієнт.
За словами працівників підприємства на
Прилуцькому родовищі постійно проводяться лише дослідження по встановленню
динамічного та статичного рівнів в видобувних та п'єзометричній свердловинах.
3.5
Аналіз методів дії на привибійну зону пласта
На Прилуцькому нафтовому родовищі проводяться
різноманітні методи дії на привибійну зону пласта (ПЗП). Так в термін з
20.09.2010 по 20.02.2011 р. р. були проведені такі обробки ПЗП (таблиця2.5), як
гідравлічний розрив пласта, електродинамічна дія на пласт, імплозія та
солянокислотна обробка.
Соляно-кислотна обробка призначена для оброблення
карбонатних колекторів і пісковиків з карбонатним цементом, очищення
привибійної зони свердловини від забруднення.
Соляно-кислотна обробка основана на властивості
соляної кислоти розчиняти карбонатні породи і карбонатний цемент пісковиків, в
результаті чого утворюються пустоти, у привибійній зоні. При цьому утворюються
добре розчинні у воді солі, вода і вуглекислий газ.
Реакція взаємодії з вапняком виглядає наступним
чином:
СаО3+2НСl=СаС12+Н2О+CO2
Таблиця 2.5 - Види обробок ПЗП на свердловинах
Прилуцького родовища
|
Дата
провед.
|
№
свердл- овини
|
Вид
проведеного методу дії на ПЗП
|
Ефективність
проведення обробки
|
|
21.09-29.09
|
35
|
Гідравлічний
розрив пласта
|
+5 т по нафті
|
|
23.11-27.11
|
25
|
Електродинамічна
дія на пласт
|
+0,5 т по нафті
|
|
28.11-02.12
|
33
|
Електродинамічна
дія на пласт
|
+2 т по нафті
|
|
29.12-11.01 і
|
29
|
Т
ермобароімплозія
|
+3 т по нафті
|
|
11.01-21.01
|
10
|
Солянокислотна
обробка пласта і промивка свердловини
|
+0,8 т по нафті
|
|
22.01-02.02
|
31
|
Солянокислотна
обробка пласта і промивка свердловини
|
+0,5 т по нафті
|
|
09.02-14.02
|
27
|
Імплозія
|
+ 0,5 т
по нафті
|
Реакція взаємодії з доломітом виглядає наступним
чином:
СаМg (СO3) 2+4НС1=СаСІ2+МgСІ2+2Н20+2СO2
Спочатку в свердловині проводять підготовчі
роботи: промивання вибійних пробок, вилучення парафінистих і асфальтенових
відкладів тепловою обробкою.
Кислотний розчин закачують по НКТ одним насосом
при тиску 6-8 МПа. У момент підходу кислотного розчину до башмака НКТ затрубний
простір перекривають і без зупинки продовжують закачування кислотного розчину в
пласт і протискуючої рідини. Беруть 0,4-1,5 м3 розчину соляної
кислоти з концентрацією 8-16% з розрахунку на 1 метр ефективної товщини пласта.
Регулювання місця введення кислоти в пласт
забезпечують застосуванням пакера, створенням на вибої стовпа високов’язкої
рідини, заповненням тріщин пласта водорозчинними або нафторозчинними
матеріалами.
Імплозія як метод дії на привибійну зону пласта
полягає в наступному: в свердловину на тросі спускається герметична вакуумна
скляна колба, потім в інтервалі перфораційних отворів ця колба розбивається і
на вибої свердловини створюється раптовий імпульс депресії в пласті -
руйнуються мінеральні відклади і перфораційних отворів та ПЗП.
Процес гідравлічного розриву пласта проводиться з
метою утворення нових тріщин або розширення і розвиток деяких існуючих в пласті
тріщин при нагнітанні в свердловину рідини або піни при високому тиску. Для
забезпечення високої проникності тріщини заповнюються розклинюючим агентом,
наприклад, кварцевим піском. Коли зніметься тиск під дією надлишкового тиску
закріплені тріщини замкнуться неповністю, завдяки чому значно збільшується
фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу зони пласта з
кращою проникністю.
Даний метод досить універсальний, так як
застосовується в будь-яких породах, за винятком пластичних сланців і глин. Це
метод не тільки відновлення природної продуктивності свердловин, але й значного
її збільшення. Сучасні технології ГРП звичайно передбачають закріплення тріщин
приблизно десятьма тонами піску і застосовуються для збільшення поточного
дебіту нафтових, газових або приймальності нагнітальних свердловин в
низькопроникних (0,05 мкм2) пластах товщиною не менше п'яти метрів, які
залягають на глибинах до 3500 м, а також в пластах з дещо більшою проникністю,
але забрудненою привибійною зоною.
На свердловинах Прилуцького родовища проводиться
теплова обробка свердловин і застосовується вона при очищенні привибійної зони
свердловини та насосних компресорних труб і підземного обладнання від
асфальтеносмолопарафіністих відкладів для зменшення гідравлічних опорів. З цією
ж метою використовують і поверхнево активні речовини.
Прилуцьке родовище вміщує велику кількість
залишкової нафти, запаси яка неможливо видобути на поверхню традиційними
методами.
Тому для вилучення залишкової нафти
використовуємо один з перспективних методів обробки свердловини -
електродинамічний метод. Суть методу полягає в тому, що в свердловинні
використовуючи високовольтний імпульсний розряд в свердловинній рідині
отримують циклічний імпульсний удар.
Основний ефект від циклічної електродинамічний
дії полягає в тому,що хвилі стискання руйнують мінеральні відклади в зоні
перфораційних отворів. Потім хвилі стиснення, багаторазово відбиваючись,
трансформуються в хвилі напруги - розтягування, розвивають або утворюють нові
тріщинні канали. Перепади тисків імпульсів впливу змінюються почергово по
величині і напрямку в результаті чого рідина переміщується з застійних зон в
зони активного дренування.
У даний час цей метод застосовується в
свердловинах, що експлуатують візейський горизонт так як він знаходиться на
пізній стадії розробки.
Аналізуючи результати проведення різних методів
дії на привибійну зону пласта робимо висновок, що ефективними методами на
Прилуцькому родовищі є гідравлічний розрив пласта, імплозія та новий метод дії
на ПЗП для вилучення залишкової нафти - електродинамічний метод дії на пласт.
3.6
Аналіз видів та ефективності поточного і капітального ремонту свердловин
На Прилуцькому родовищі в проміжок часу починаючи
з 20.09.2010 р. по 30.04.2011 р. були проведені наступні види поточного і
капітального ремонту свердловин (таблиця2.6).
Таблиця 2.6 - Роботи проведені бригадами цеху
ПіКРС на Прилуцькому родовищі в проміжок часу з 20.09.10 по 30.04.11 р. р.
|
Дата
проведення робіт
|
№
свердловини
|
Причини
проведення ремонту
|
Ефективність
проведеного ремонту
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
21.09-29.09
|
35
|
Гідравлічний
розрив пласта
|
+5 т по
нафті
|
|
14.10-17.10
|
18
|
Зниження
подачі насоса
|
Відновився
режим роботи свердл-ни (ВРРС)
|
|
17.10-10.11
|
33
|
Перехід
на вищележачий горизонт
|
+3 т по
нафті
|
|
15.11-06.12
|
37
|
Немає
подачі насоса
|
ВРРС
|
|
17.11-21.11
|
29
|
Немає
подачі насоса
|
ВРРС
|
|
23.11-27.11
|
25
|
Електродинамічна
дія на пласт
|
+0,5 т
по нафті
|
|
28.11-02.12
|
33
|
Електродинамічна
дія на пласт
|
+0,2 т
по нафті
|
|
12.12-06.12
|
27
|
Немає
подачі насоса
|
ВРРС
|
|
29.12-11.01
|
29
|
Термобароімплозія
|
+3 т по
нафті
|
|
12.01-21.01
|
10
|
Солянокислотна
обробка пласта і промивка свердловини
|
+0,8 т
по нафті
|
|
23.01-02.02
|
31
|
Солянокислотна
обробка пласта і промивка свердловини
|
+0,5 т
по нафті
|
|
13.02-05.02
|
12
|
Заміна
пакера
|
здійснено
|
|
13.02-05.02
|
40
|
Заміна
насоса
|
ВРРС
|
|
15.02-07.02
|
37
|
Заміна
насоса
|
н/п
|
|
12.02-15.02
|
37
|
Заміна
насоса
|
ВРРС
|
|
09.02-14.02
|
27
|
Імплозія
|
+0,5 т
по нафті
|
|
12.02-17.02
|
41
|
Немає
подачі насоса
|
ВРРС
|
|
18.02-21.02
|
24
|
Немає
подачі насоса
|
ВРРС
|
|
22.03-23.03
|
Немає
подачі насоса
|
ВРРС
|
|
24.03-28.03
|
29
|
Немає
подачі насоса
|
ВРРС
|
|
28.03-29.04
|
33
|
Ловильні
роботи
|
ВРРС
|
|
19.04-25.04
|
4
|
Достріл
пласта
|
Здійснено
|
Характер робіт при проведені капітальних ремонтів
пов’язаних з дією на при вибійну зону пласта з метою підвищення продуктивності
свердловин описаний в пункті2.5.
Проаналізуємо дані про причини ремонтів
свердловин з ШГН та про віднови роботи насосів в 2011 р.
Таблиця 2.7-Причини ремонтів свердловин на Прилуцькому
родовищі
|
№п/п
|
Причини
відмови роботи насосів в свердловинах
|
Роки
|
Відпрацьованихдіб
|
Кільк.ремонтів
|
Напрац.наремонт
|
№свердловини
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
1
|
Обрив
штанг
|
2010
|
644,4
|
4
|
166,1
|
27,12,29,27
|
|
|
2011
|
460,8
|
3
|
153,6
|
24,29,37
|
|
2
|
Через
порушення умов експлуатації і технології при ремонті свердловин, - насос не
ремонтується
|
2010
|
382,6
|
2
|
191,3
|
24,14
|
|
|
2011
|
491,6
|
2
|
245,8
|
18,14
|
|
3
|
Несправність
насоса (негерметичність клапанів, зносилась пара "плунжер-
циліндр", порожнини насоса в парафіні, мехдомішках)
|
2010
|
1069,6
|
7
|
152,8
|
14,14,14,14,14,29,14
|
|
|
2011
|
1622,4
|
8
|
202,8
|
27,29,18,37,18,29
24,27
|
|
4
|
Ремонти,
обумовлені порушенням технологічної дисципліни
|
2010
|
|
|
|
|
|
|
2011
|
|
|
|
|
|
5
|
Г.Т.М.,
інші причини
|
2010
|
165,2
|
2
|
82,6
|
4,4
|
|
|
2011
|
69,3
|
1
|
69,3
|
37
|
|
Всього:
|
2010
|
2215,5
|
15
|
147,7
|
-
|
|
|
2011
|
2413,6
|
14
|
172,4
|
-
|
За 2011 рік на Прилуцькому родовищі було виконано
14 ремонтів свердловин з ШГН, тобто на один ремонт порівняно з 2010 роком менше
з них 13 як і 2010 році пов'язано з відмовою роботи насосів. Дані про ремонти
за 2011 рік приведені в таблиці2.7.
Відмова роботи насоса через обрив штанг
тримається на рівні 2010 року, ще на один ремонт менше, а напрацювання на
відмову через обрив штанг зменшилась порівняно з 2010 роком на 12,5 діб. По цій
причині було проведено всього три ремонти - обрив або відкрути штанг.
Обриви штанг обумовлені довготривалою
експлуатацією без заміни (так на свердловині № 29 штанги працюють з 1994 року),
також через порушення умов складуванні, перевезеннях, вантажно-розвантажувальних
роботах і т.п. Крім цього насоси застосовуються з високою ступінню підгонки
пари "циліндр - плунжер" і в зв'язку з наявністю мехдомішок
відбувається підклинювання плунжера - це також впливає на працездатність штанг.
Також в двох випадках був заводський брак: по свердловині № 37
(експериментальний насос і станок - качалка) коротка штанга діаметром 7/8"
мала діаметр =28,5 мм замість 29 мм і висковзнула з муфти.
Крім того обриви штанг, можливо, відбуваються
через неправильну компоновку колони штанг, зумовлену відсутністю в управлінні
достатньої кількості штанг діаметром 25 мм.
Число ремонтів свердловин з насосами, по яким
тяжко відновити працездатність залишилась на рівні 2010 року (див. табл.2.7,
пункт 2), в основному, це наслідки недотримання технологічної дисципліни
ремонту свердловин з ШГН в бригадах цеху ПіКРС і умов експлуатації свердловин.
Так, ремонт в вересні по свердловині № 14 - дзеркальна поверхня плунжера
пошкоджена металічною стружкою (260 діб роботи). На інших родовищах мали місце
наступні випадки: свердловина № 14 Мільки - корпус насоса сплющений в середній
частині на довжині 1 м, в цьому місці заклинений плунжер; свердловина №14
Скороходи - після 15 діб роботи плунжер має повздовжні полоси по всій довжині;
свердловина № 83 Богдани - випрацювання плунжера в вигляді трьох поперечних
ліній і зменшення його діаметра в цих місцях - компресію в цеху не відновили.
Основна причина відмови роботи насосів ШГН - їх
несправність (див. табл.3,7 пункт 3), - це негерметичність клапанів, знос
плунжерної пари, засмічення порожнин насосів та клапанів - відкладами АСПВ,
мехдомішками, залишками рослин і інше. По цій причині проведено 8 ремонтів або
61,5 % об'єму робіт по Ремонту насосів ШГН, це на один ремонт більше, ніж в
2010 році і зросло напрацювання на відмову роботи насосів на 50 діб або на 33
%.
Причини відмови роботи насосів ті ж, що і в
попередні роки:
) брудні свердловини, в рідині яких сторонні тіла
рослинного походження, резина, дерево. По причині забруднення робочих органів
насосів перерахованими предметами проведено 3 ремонти або 39 %, що нижче рівня
2010 року, коли було проведено 4 ремонти і в 2011 році дало скорочення; затрат
по ремонту насосів через забруднення свердловин на 35,7 %;
) механічні пошкодження корпусів клапанів і
посадочних кілець - 1 ремонт;
) викривлення штока плунжера - 1 ремонт;
) решта ремонтів - 2 ремонти - корозія клапанів і
1 ремонт - негерметичні НКТ.
У рядку 4 таблиці2.7 не вказано жодного ремонту,
пов'язаного з порушенням технологічної дисципліни при транспортуванні і спуску
насосів в свердловину, вже на протязі двох років (2010, 2011 р. р.), що є
хорошим показником.
У рядку 5 таблиці2.7 приведені ремонти
свердловин, що пов'язані з геолого-технічними заходами - всього 1 ремонт
пов'язаний з переводом свердловин на роботу з ШГН.
Протягом 2011 року в НГВУ
"Чернігівнафтогаз" на Прилуцькому родовищі була проведена пробна
експлуатація безбалансирного станка-качалки з довгоходовим 2-ох секційним
насосом НСВ 2x32, довжина кожної секції по 5 метрів, довжина хода плунжера до 9
метрів. Цей експериментальний станок - Качалка і експериментальний насос як все
нове - приживається тяжко, - в червні
спустили насос в НКТ діаметром 3" (d=73 мм)
і чекали привід, до вересня, запустили насос, при пробних запусках подачі не
було, насос створював тиск на закриту засувку до 5 атм., на відкриту - до 2
атм., причина відсутності подачі була в тому, що насос був спущений без
центруючого кільця, тому був допущений люфт 19 мм, при цьому були великі
витікання в замковій опорі. Потім запуск 6.11.00 і 7.11.00, в 22 годині
відбувся обрив штанг (заводський брак коротких штанг), при цьому було
пошкоджено привідний ланцюг станка-качалки, після чого 6.12.00 насос запустили
в роботу і 15.12.00 в 16 годині відбувся обрив ланцюга. У даний час свердловина
стоїть.
3.7
Висновки про стан експлуатації свердловин та рекомендації щодо його покращення
Серпухівський горизонт Прилуцького нафтового
родовища розробляються шістьма свердловинами, всі шість свердловин
експлуатуються штанговими свердловинно-насосними установками. Особливістю
роботи свердловин є те що вони працюють з малими дебітами, більше того - три з
(свердловини № 14, 16, 18) них працюють періодично: дві свердловини, а саме
свердловини № 14 та № 18, з періодом накопичення 12 годин, а свердловина №
16-20 годин накопичення за добу. Періодична робота даних свердловин, на мою
думку, викликана тим, що свердловини мають малий коефіцієнт продуктивності. У
зв'язку з цим я пропоную збільшити коефіцієнт продуктивності шляхом проведення
в свердловинах гідравлічних розривів пласта, електродинамічної дії на пласт
(новий метод дії на ПЗП, що застосовується на родовищах НГВУ
"Чернігівнафтогаз") та інших методів дії на привибійну зону пласта.
Конкретно на свердловині № 16 пропоную провести потужний гідравлічний розрив
пласта з використанням американської спецтехніки та матеріалів.
Ще однією негативною рисою є те, що на
свердловинах часто проводяться ремонти, так за 2011 рік на 8-ох свердловинах,
що експлуатуються ШГНУ було проведено 14 ремонтів. Основною причиною ремонтів є
несправність насоса - негерметичність клапанів, знос плунжерної пари,
засмічення порожнин насосу і клапанів відкладами АСПВ, мехдомішками, залишками
рослин і ін. Для попередження ремонтів, що пов’язані з порушенням технологічної
дисципліни, недбалося при зборці і спуску обладнання в свердловину, запровадити
штрафні санкції.
Висновок
Отже, ми провели детальний аналіз Прилуцького
нафтового родовища. Ми Повністю виконали мету нашої курсової роботи і дізнались
про те, які технології використовуються для видобування нафти, а також провели
детальний аналіз покладів корисних копалин. Для більш повного отримання
інформації про сучасний стан родовища ми детально проаналізували його стан за
останні сорок років. Це дозволить нам зробити важливі висновки про
"здоровя" родовища у майбутньому, та дозволить зробити удосконалення
його продуктивності.
Родовище багатопластове. Тектонічні порушення
ділять структуру на окремі блоки. Продуктивні пласти складені різнопроникними,
літологічно неоднорідними колекторами. Все це суттєво ускладнює розробку
покладів. Розробляються три експлуатаційні об'єкти: Б (об'єднує горизонти Б і
Б2, Б3), С (горизонт С8+9) та В (горизонти В13, В14, В15, В16).
На Прилуцькому родовищі пробурена 41
пошуково-розвідувальних свердловин. Поклади нафти розроблялись 28
свердловинами. Відмінна риса родовища - експлуатаційні об'єкти перебувають на
різних стадіях розробки. Основний об'єкт В - на пізній стадії розробки.
Відповідно до проектних документів на родовищах
проводяться роботи з "штимізації системи розробки та інтенсифікації
видобутку рідини. У зв'язку з цим по родовищу досягнута не тільки стабілізація,
але й зростання видобутку нафти. На Прилуцькому родовищі доведена так як і на
Гніденцівському родовищі можливість стабільного збільшення річного видобутку
нафти в результаті послідовної реалізації ефективних проектних рішень.
Клімат району розташування Прилуцького нафтового
родовища помірно континентальний. Середньорічна температура повітря дорівнює
+7,2°С, максимальна середньомісячна температура +20°С, а мінімальна - 9°С.
Середньорічна кількість опадів складає 542 мм в рік, при цьому більша їх
кількість переважно випадає влітку.
Прилуцьке нафтове родовище розташоване на 4 км
північніше міста Прилуки Чернігівської області. Район родовища характеризується
добре розвинутою мережею доріг. У місті Прилуки розташовано нафтогазовидобувне
управління, що здійснює розробку і експлуатацію нафтових і газових покладів, та
управління бурових робіт, що проводить буріння пошукових, розвідувальних і
експлуатаційних свердловин.
У орогідрографічному відношенні родовище
приурочено до горбистої рівнини, прорізаної річкою Удай, а також густою мережею
балок і ярів.
Щодо подальшого прогнозування подальшої розробки
візейських покладів Прилуцького нафтового родовища можна сміло говорити, що при
грамотному використанні МКЛ і при видобутку не більше 400 тон за рік, родовище
може бути надійним джерелом корисних копалин найближчі 59 років.
Література
1. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - Москва: Недра, 1969. - 240
с.
. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования /
Под ред.Е.И. Бухаленко, Ю.Г. Абдуллаев. - М.: Недра, 1985. - 392 с.
. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи
нефти и газа: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984. - 464 с.
.Г.С. Лутошкин. Сбор и подготовка нефти газа и воды, М., Недра
1979, 319с.
.Г.С. Лутошкин, И.И. Дунюшкин. Сборник задач по сбору и подготовке
нефти, газа и воды на промыслах.М., Недра 1985, 663 с.
.Л.И. Борщенко. Подготовка газа и конденсата к транспорту.М.
Недра, 1997, 143 с.
. В.Ф. Медведев. Сбор и подготовка нефти и воды.М. Недра 1993, 221
с.