Введение
Нефть и газ - это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической. Нефть и газ влияют на развитие энергетики, металлургии, цементной промышленности. Продукты, получаемые из нефти и газа, используются практически повсеместно в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и быту.
Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, увеличения степени индустриализации и сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа. Процессы, связанные со сбором и подготовкой нефти и газа, занимают важное место в комплексе технологических процессов по его добыче.
В данной квалификационной работе рассматривается оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда в Региональном Инженерно – Техническом Управление (РИТУ) «Правдинский Регион» на примере Приразломного месторождения.
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика района работ
По административному делению Приразломное месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Центр округа – г. Ханты-Мансийск – расположен в 90 км к западу от месторождения. От г. Нефтеюганска месторождение удалено к юго-западу на 130 км, от поселка городского типа Пойковский – на 75 км, от поселка Лемпино – на 25 км. Месторождение расположено в относительной близости от крупных месторождений – Приобского, Правдинского, в районе с хорошо развитой инфраструктурой.
Местность представляет собой слаборасчленённую равнину, абсолютные отметки рельефа которой меняются от +20 м (в пойменной части территории р. Обь) до +70 м на водораздельных участках. Отмечается общий наклон рельефа в Северном направлении к реке Обь. По территории месторождения протекает значительное количество рек. В северной части площадь ограничивается рекой Обь.
Отличительной особенностью почвенного покрова на рассматриваемой территории является широкое распространение болотных и полуболотных почв, приуроченных к обширным плоским заболоченным пространствам. Лесная растительность представлена хвойным и смешанным лесом. На сухих возвышенных участках местности произрастают сосновые и кедровые боры.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Характерные особенности местного климата:
- отрицательная среднегодовая температура воздуха (-1,7 °С);
- минимальная температура зимой (-56 °С);
- максимальная температура летом (+42 °С);
- неравномерное поступление солнечной радиации в течение года;
- большая продолжительность периода устойчивых морозов (150 сут);
- умеренное количество атмосферных осадков (450 - 500 мм);
- большая продолжительность периода со снежным покровом (180 - 190 сут);
- большая мощность снежного покрова (на водоразделах 0,5м, в поймах 1,5 м);
- относительно высокая влажность воздуха.
Коренное население района состоит в основном из хантов, манси и русских. Населенные пункты расположены в основном по берегам рек. Это посёлки Салым, Сулины и Лемпино.
Для нужд населения, проживающего в районе месторождения, используются воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста, которые являются единственным источником питьевого водоснабжения. Источником временного и хозяйственного водоснабжения для работающих буровых установок служат реки, ручьи и озера, а также подземные воды четвертичного водоносного горизонта.
Через месторождение проходит магистральная дорога Нефтеюганск - Ханты-Мансийск регионального значения, от которой ведется строительство дорог на кусты.
С 1973 года введена в действие железная дорога Тюмень-Сургут, которая проходит юго-восточнее участка. Ближайшие железнодорожные станции - Салым, Куть-Ях, Пыть-Ях. Последняя связана с месторождением дорогой с асфальтобетонным покрытием. К юго-востоку от месторождения проходит трасса нефтепровода Усть-Балык - Омск.
1.2 История освоения района
Приразломное месторождение открыто в 1982 г., когда в результате испытания горизонта БС4-5 из скважины 154 был получен фонтан нефти дебитом 4,8 м3/сут на 2 мм штуцере. Открытие продуктивных пластов Ачимовской толщи состоялось в 1986 г. В результате испытания пласта Ач3 в скважине 311р был получен приток нефти дебитом 4,9 м3/сут. В 1986 г. в результате бурения и испытания скважины 214р была подтверждена продуктивность пласта Ач3 и открыта новая залежь Ач2. В 1996 г. началась опытно-промышленная добыча из пласта Ач4. Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1987 г. с центральной части основного объекта - горизонта БС4-5.
Первая Технологическая схема разработки Приразломного месторождения была составлена СибНИИНП в 1984 г. В 1985 г. был составлен проект пробной эксплуатации, в котором были выделены первоочередной участок разбуривания горизонта БС4-5 и северный участок пласта АС11.
Подсчет запасов нефти и газа Приразломного месторождения выполнен по состоянию на 01.01.1985 г. и утвержден ГКЗ СССР протоколом от 25.10.1985г. № 9830. На дату утверждения запасов месторождение находилось в стадии разведки. Запасы нефти утверждены по трем продуктивным пластам – БС4-5, АС111, АС112 (категории С1 и С2). За прошедший период открыты небольшие, литологически экранированные залежи нефти в пластах БС1 и ачимовской толще, так же приращивались запасы категории С1. В итоге на государственном балансе РФ числятся геологические запасы нефти в количествах: в целом по месторождению: категория В+С1 – 701139 тыс.т, С2 – 521927 тыс.т; по основному эксплуатационному объекту БС4-5: В+С1 – 575686 тыс.т, С2 – 36391 тыс.т; по пластам ачимовской толщи: С1 – 100413 тыс.т, С2 – 407121 тыс.т; по залежам пласта АС11: С1 –13016тыс.т, С2 – 22381 тыс.т; по пласту БС1: С1 – 12024 тыс.т, С2 – 56034 тыс.т. Извлекаемые запасы по категории В+С1 по основному пласту 229883 тыс.т, КИН – 0,399; по второстепенным объектам извлекаемые запасы приняты с низким КИН 0,150 – 0,250д.ед.
План разработки месторождения рассматривался также СИБНИИНП в 1990 г., с 1991 г. разработка месторождения осуществляется на основе Комплексной технологической схемы разработки Приразломного месторождения (руководитель А.Н. Янин, СибНИИНП), утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР (протоколы от 16.01.91 г. № 1397 и от 22.03.91 г. № 1412) со следующими основными положениями:
· проектные уровни добычи нефти - 3500 тыс.т (2001 г.), жидкости - 8200 тыс.т (2005 г.), закачки воды – 10900 тыс.т (2005 г.);
· основной эксплуатационный объект – горизонт БС4-5 (основная и северная залежи), второстепенные пласты АС111, АС112, ЮС0;
· создание опытных участков на площади горизонта БС4-5 ;
· применение по основному объекту блоковой трёхрядной системы с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между рядами и скважинами в ряду 500 м, при плотности сетки скважин 20 га/скв.;
· проектный фонд всего 3736 скважин, в том числе для бурения 3484 скважины различных категорий.
К данному моменту эксплуатационный объект БС4-5 находится в промышленной разработке, проектная система разработки осуществлена, проектный фонд скважин разбурен на 35 %. Пласт Ач4 находится в опытно-промышленной разработке. Небольшие залежи пластов БС1 и АС11 являются возвратными объектами, не разрабатываются. Основным эксплуатационным объектом является горизонт БС4-5, добыча которого составляет 99,9 % всей добытой нефти месторождения. На объекте реализована преимущественно трёхрядная треугольная система разработки с расстоянием 500 м между скважинами в ряду и между рядами.
В условиях сложного геологического строения на эксплуатационном объекте БС4-5 создана эффективная система разработки, которая позволила достичь текущий КИН 0,132 (от вовлеченных запасов) при обводненности 42%.
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Геологическая характеристика месторождения
В геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла.
Доюрские образования толщиной 107 м вскрыты в скважине 184. Верхняя часть толщиной 40 м представлена туфоаргиллитами, нижняя - кварцевыми порфирами и порфиритами среднедевонского возраста.
Платформенный чехол представлен терригенными отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной системами общей толщиной немногим более 3300 м.
Юрская система
Породы залегают с угловым несогласием на фундаменте. В составе юрских отложений выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего. Континентальные осадки нижнего, среднего и низы верхнего отделов объединяются в тюменскую свиту.
В районе Приразломного месторождения в разрезе морских верхнеюрских отложений выделяются две свиты: нижняя - абалакская, верхняя - баженовская. Свиты представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов.
С отложениями баженовской свиты связаны промышленные притоки нефти (пласт Ю0) на Салымском, Правдинском, Приобском месторождениях. Толщина баженовской свиты на Приразломном месторождении 46 м.
Меловая система
Отложения меловой системы на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены двумя отделами: нижним и верхним.
В составе нижнего отдела выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская, ханты-мансийская свиты, а верхнего - уватская,