Автор работы: Пользователь скрыл имя, 13 Февраля 2013 в 21:46, дипломная работа
При бурении и эксплуатации скважин неизбежно возникновение песчаных пробок в стволе и на забое, оказывающих негативное влияние на производительность скважин. Наиболее эффективным и широко распространённым в последнее время средством решения данной проблемы является внедрение технологии НТ. Цель данного дипломного проекта состоит в том, чтобы доказать эффективность применения технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении.
ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общая характеристика района
1.2 История освоения месторождения
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Геологическая характеристика месторождения
2.1.1 Стратиграфия
2.1.2 Структурно-тектонические особенности
2.2 Характеристика продуктивных пластов
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
3.2 Состояние разработки и фонда скважин Холмогорского месторождения
3.3 Контроль за разработкой Холмогорского месторождения
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Конструкция типовой скважины
4.2 Оборудование для работы с гибкими НКТ
4.2.1 Функции и характеристики наземного оборудования
4.2.2 Регистрируемые параметры
4.2.3 Скважинное оборудование для работы с гибкими НКТ
5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1 Опыт применение установок с непрерывной трубой при ремонте скважин в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»,ТПДН «Холмогорнефть»
5.2 Промывка скважины
5.2.1 Критерии расчета при проектировании работ
5.2.2 Несущая способность промывочных жидкостей
5.2.2.1 Вертикальные скважины и скважины с незначительным углом отклонения от вертикали
5.2.2.2 Скважины со значительным углом отклонения от вертикали
5.3 Промывка скважины с использованием пен
5.3.1 Влияние многофазного потока
5.3.2 Краткие сведения о пенах
5.3.3 Практическое применение
5.3.4 Основные критерии расчета
5.3.5 Упругие свойства пен при циркуляции в скважине
5.3.6 Гидростатическое давление, создаваемое пенной системой в стволе скважины
5.3.7 Плотность и дисперсность пен
5.3.8 Характеристики ПАВ
5.3.9 Незамерзающая пенообразующая жидкость
5.4 Гидромониторные инструменты
5.4.1 Различные конструкции гидромониторного инструмента
5.4.2 Основные критерии выбора гидромониторного инструмента
5.4.3 Основные расчеты
5.5 Лабораторные исследования и анализ процессов происходящих при промывке скважин
5.5.1 Постановка вопросов
5.5.2 Взаимосвязь скорости подъема «НТ» и выноса твердых частиц
5.5.3 Гидравлический расчет
5.5.4 Влияние типа промывочного инструмента
5.5.5 Влияние размера твердых частиц
5.5.6 Влияние вида промывочной жидкости
5.5.7 Влияние угла отклонения
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Характеристика проектных решений
6.2 Методика расчета экономических показателей эффективности применения колонны гибких труб
6.3 Расчет показателей экономической эффективности
6.4 Анализ чувствительности проекта к риску
7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
7.1. Обеспечение безопасности работающих
7.2 Санитарные требования
7.3 Экологичность проекта
7.3.1 Влияние работ на окружающую среду
7.3.2 Выполнение природоохранных мероприятий
7.3.3 Оценка экологичности проекта
7.3.4 Чрезвычайные ситуации
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
В 1980 г. авторским надзором предлагается перейти от очаговой к блочно-квадратной системе заводнения на центральном участке месторождения. В 1983 г. (протокол ЦКР от 19.05.83 г.) представленный анализ разработки принят в качестве дополнительной записки к тех.схеме Холмогорского месторождения с обеспечением проектного уровня 8,2 млн.т. в год.
Запасы нефти подсчитаны и утверждены в ГКЗ (протокол № 10343 от 29.01.88 года):
− по объекту БС11 – 197626 тыс.т., извлекаемые – 95027 тыс.т.
− по объекту БС10 − 49918 тыс.т., извлекаемые – 21753 тыс.т.
На базе запасов, подсчитанных и утвержденных в 1987 году был составлен проект разработки, утвержденный ЦКР (протокол № 1344 от 21.06.89 г.) со следующими предложениями:
уровни добычи, млн.т:
1996 г. - 3,89;
2001 г. - 2,35;
2006 г. - 1,46.
В 1994 году Научно-производственным предприятием «Инпетро» произведена оценка балансовых запасов Холмогорского месторождения при выполнении технико-экономического обоснования коэффициента нефтеизвлечения на базе увеличенной геолого-промысловой и геофизической информации.
Промыслово-геофизические материалы были проинтерпретированы по тем же (1988 г.) методикам и петрофизическим зависимостям.
В результате оценки запасов претерпели изменения два подсчетных параметра: пористость Кп и нефтенасыщенность Кн
Однако произведение этих параметров, так называемая эффективная пористость отличается незначительно по сравнению с этой величиной 1988 года, +/- от 2 до 4% по подсчетным объектам.
В итоге проведенного
воспроизведения истории
коэффициентов вытеснения и произведения его на коэффициент заводнения. Коэффициент вытеснения снизился по всем пластам на 15-20% из-за повышения остаточной нефтенасыщенности.
Произведение Квыт ´ Кзав уменьшилось больше, особенно по пласту БС10 по причине того, что 40% запасов его находится в зонах с пониженной нефтенасыщенностью. В целом балансовые запасы нефти по месторождению не изменились и остались равными, рассчитанными в 1988 году.
По данным ЦНИЛа ПО «Ноябрьскнефтегаз» по месторождению определены недренируемые запасы в количестве 85,6 млн.т., в т.ч. по условиям залегания:
в низкопористых (до 18%) коллекторах - 48,3 млн.т. из них:
БС111 - 35,5 млн.т.
БС112 - 8,6 млн.т.
БС10 - 4,2 млн.т.;
в пропластках с подвижной водой - 37,3 млн.т. из них:
БС111 - 16,5 млн.т.
БС112 - 2,9 млн.т.
БС10 - 17,9 млн.т.
При рассмотрении работы “ИНПЕТРО” в ГКЗ РФ приняты коэффициенты нефтеизвлечения по трем подсчетным объектам:
БС101 - 0,22;
БС111 - 0,37;
БС112 - 0,10.
Причинами существенного снижения КИН по обоснованию 1994 г. являются:
В результате выполнения работы по ТЭО КИН создана уточненная геологическая модель Холмогорского месторождения, уточнены физико-фильтрационные свойства коллекторов по 6 объектам геологического моделирования, определены зоны с высокой концентрацией остаточных запасов. В таблице 3.1. приведены утвержденные протоколом ЦК ГКЗ РФ N 299 от 03. 03. 95 г. балансовые и извлекаемые запасы нефти по месторождению.
Таблица 3.1.
Балансовые извлекаемые запасы нефти
Пласты |
Начальные балансовые запасы, тыс.т |
Коэффициент нефтеизвлечения, доли единиц |
Начальные извлекаемые |
БС10 |
49918 |
0,22 |
10982 |
БС111 |
187135 |
0,37 |
69240 |
БС112 |
10491 |
0,1 |
1049 |
Итого по месторождению |
247544 |
0,328 |
81271 |
Центральная комиссия 21.05.98г. года протоколом №2257 утвердила проект доразработки Холмогорского месторождения сроком на пять лет со следующими технологическими показателями:
Таблица 3.2.
Годовые показатели
Год |
Уровни добычи нефти, тыс. т |
Уровни добычи жидкости, млн. т |
Объём закачки воды, млн. м3/ год |
Уровни добычи газа, млн. м3/ год |
2002 |
735 |
5,21 |
5,69 |
42 |
2003 |
673 |
5,22 |
5,64 |
38 |
2004 |
616 |
5,22 |
5,61 |
35 |
2005 |
567 |
5,21 |
5,59 |
32 |
2006 |
523 |
5,17 |
5,56 |
30 |
2) Сохранение трёх эксплуатационных объектов БС10, БС111, БС112.
3) Дальнейшее совершенствование реализуемой системой разработки (блочная, избирательная по объекту БС11 и избирательная по объекту БС10) путём вовлечения в активную выработку слабодренируемых участков залежей.
Таким образом с момента освоения месторождения выполнено шесть проектных документов:
В настоящее время
на месторождении, в соответствии с
лицензионными соглашениями, в эксплуатации
находятся три объекта разработ
3.2 Состояние разработки и фонда скважин Холмогорского месторождения
Основные объекты разработки - пласты БС10 и БС11 находятся на завершающей стадии разработки, для которой характерна плавная динамика изменения технологических показателей.
Производственную деятельность ТПДН “ХН” в целом и каждого конкретного месторождения в отдельности характеризуют основные показатели разработки.
К основным показателям разработки месторождения относятся: добыча нефти, среднесуточная добыча нефти, добыча газа, товарная нефть и газ, подготовка нефти, среднедействующий фонд скважин, эксплуатационный фонд нефтяных скважин, неработающий фонд скважин.
Рис. 3.1. Динамика показателей разработки Холмогорского месторождения
Добыча нефти на Холмогорском месторождение с каждым годом снижается (рис. 3.1). Это объясняется тем, что месторождение находится на четвертом (завершающем) этапе разработки, как правило, самом продолжительном. Он характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Обводненность скважин на этом этапе более 85%. Себестоимость одной тонны нефти в этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливание нефти.
Максимальный уровень добычи нефти на месторождении был достигнут в 1984 году – 8269 т.т./год при отборе 38,9% от уточненных НИЗ, обводненности 36,3%. При этом темпы отбора составили 10,2% от НИЗ и 14,3% от ТИЗ, текущий КИН-0,128.
Максимальные уровни добычи нефти по эксплуатационным объектам сдвинуты во времени из-за реализации проектного решения: отработки проектными скважинами пласта БС10 запасов пласта БС11.
Максимальный уровень добычи нефти по объекту БС11 по времени совпал с годом максимума (1984 г.) в целом по месторождению. В этот год добыча нефти достигла 8077 т.т. при отборе 43,6% от уточненных НИЗ, обводненности - 36%, темпах отбора - 11,5% от НИЗ и 16,9% от ТИЗ и текущего КИН - 0,164.
Максимальный уровень годовой добычи нефти по объекту БС10 – 1130 т.т./год достигнут в 1988 г. при отборе 4546 т.т. нефти с начала разработки или выработке 41,4% от НИЗ, темпах отбора 10,3% от НИЗ и 14,9% от ТИЗ, при обводненности 52,9%, текущем КИН-0,091.
Всего за 2006 год добыто 502,9 т.т. нефти и 3426,5 т.т. жидкости, при среднегодовой обводненности 85,3%. Среднегодовой дебит по нефти составил 9,52 т/с и по жидкости 64,9 т/с.
С целью поддержания пластового давления в 2006 году закачано 3281,8 т. м3 воды. Темп отбора от НИЗ составил 0,62%, текущий КНО составил - 0,32 (утвержденный КИН - 0,33).
Для выполнения плана по добыче нефти за 2006 год проведено на Холмогорском месторождении 28 геолого-технических мероприятий и получили от них дополнительную добычу 31,2 т.т.
По пласту БС11 в 2006 году добыто 239,5 т.т. нефти и 2178,1 т.т. жидкости Темп отбора от НИЗ 0,34%, от ТИЗ 0%, текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,35, обводнённость продукции составила 87,9%. Среднегодовой дебит по нефти составил 7,2 т/с, по жидкости 65,2 т/с. Для поддержания пластового давления закачано 2070,9 т. м3 воды, компенсация отборов за год 91,56%, с начала разработки 110%.
Количество обводненных скважин по пласту БС11 на 01.01.2007 г. составило 117 скважин, в том числе:
до 2% - 0 скв.;
от 2 до 20% - 2 скв.;
от 20 до 50% - 4 скв.;
от 50 до 90% - 34 скв.;
более 90% - 77 скважин.
Добыча нефти из пласта БС10 в 2006 году составила 224,4 т.т., жидкости – 1209,5 т.т.. Темп отбора от НИЗ – 0% , от ТИЗ – 0%,текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,21, обводненность продукции составила 81,5%. Среднегодовой дебит по нефти составил 11,4 т/с., по жидкости 61,4 т/с. С целью поддержания пластового давления в пласт БС10 было закачано 1210,8 т. м3 воды, компенсация отбора закачкой за год составила 94,33%, с начала разработки - 102,35%.
Количество обводненных скважин по пласту БС10 на 01.01.2007 г. составило 75 скважин, в том числе:
до 2% - 1 cкв.;
от 2 до 20% - 2 скв.;
от 20 до 50% - 6 скв.;
от 50 до 90% - 29 скв.;
более 90% - 37 скважин.
Общий фонд скважины по Холмогорскому месторождению на 01.01.07 г. cоставил 1463 скважины в том числе: эксплуатационный фонд – 315 скв.; действующий фонд – 152 скв.; дающий фонд – 140 скв.; текущий простой – 12 скв.; бездействие – 163 скв.; консервация – 506 скв.; контрольные – 46 скв.; пьезометрические – 2 скв. и ликвидированные – 127 скв..
Если сравнивать фонд скважин с 2005 годом, то мы получим, что:
− Эксплуатационный фонд скважин на 01.01.07 г. составил 315 скважин, на 01.01.06 г. составлял 327 скважин. По отношению к 01.01.06 г. уменьшился на 12 скважин (- 4 %);
− Действующий фонд скважин на 01.01.07 г. составил 152 скважины, на 01.01.06 г. составлял 205 скважин. По отношению к 01.01.06 г. уменьшился на 53 скважин (- 15 %);
− Дающий фонд скважин на 01.01.07 г. составил 140 скважин, на 01.01.06 г. составлял 199 скважин. По отношению к 01.01.06 г. уменьшился на 59 скважин (- 29 %);
− Простаивающий фонд скважин не изменялся и составляет 12 скважин;
− Бездействующий фонд скважин на 01.01.07 г. составил 163 скважины, на 01.01.06 г. составлял 118 скважин. По отношению к 01.01.06 г. увеличился на 45 скважин (+ 38 %);
− Консервация скважин не изменялась и составляет 506 скважин;
− Фонд контрольных скважин не изменялся и составляет 2 скважины;
− Фонд пьезометрических скважин не изменялся и составляет 46 скважин.
Процентное соотношение приведено в таблице 3.3.
Таблица 3.3.
Структура фонда 2006-2007 года
Причина простоя |
Число скважин, шт. |
Дебит жидкости, м3 |
Дебит нефти, т. |
Аварийные |
56 |
3457 |
114,1 |
Требующие смены УЭЦН |
2 |
83 |
2,4 |
Требующие смены ШГНУ |
2 |
14 |
2,8 |
Требующие смены КОПЗ |
6 |
180 |
12,4 |
Восстановление циркуляции |
4 |
62 |
4,0 |
Ожидание ликвидации |
26 |
1423 |
40,2 |
Ожидание консервации |
66 |
2630 |
37,5 |
Прочие |
12 |
653 |
92 |
Всего: |
174 |
8502 |
305,4 |