Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УЭЦН Озерного месторождения

Федеральное агентство по образованию  Российской федерации

ФГОУ  СПО "Пермский нефтяной колледж" 
 
 
 

КУРСОВАЯ РАБОТА

Анализ  добывных возможностей скважин, оборудованных  УЭЦН

Озерного  месторождения

ПНКО. 13050302. Э37  
 
 
 
 

Руководитель:       С.А. Салынова

Разработал:       М.С. Ширякин

 

Содержание

Введение..................................................................................................................4

1. Геологическая часть
1. Общие сведения о месторождении.............................................................5
2. Литолого-стратиграфическая характеристика...........................................7
3. Тектоника.....................................................................................................11
4. Нефтегазоносность......................................................................................13
5. Физико-химические свойства флюидов и коллекторов..........................20
6. Типовая конструкция скважин……..........................................................29
2. Техническая часть
1. Современное состояние разработки..........................................................31
2. Используемое оборудование......................................................................35
3. Анализ добывных возможностей скважин...............................................43
1. Определение коэффициента продуктивности................................43
2. Определение минимально допустимого забойного давления …………………………………………………………………………..…44
3. Определение максимального допустимого дебита скважины ……………………………………………………………………………..44
4. Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами.......................................................................................................45

2.3.5 Таблица расчетных данных по анализу добывных возможностей...............................................................................................45

4. Анализ технологических режимов работы скважин................................46
1. Определение газового фактора на приеме насоса..........................46                                                  
2. Определение приведенного пластового давления по кривой разгазирования.............................................................................................47
3. Определение оптимального допустимого погружения насоса под динамический уровень жидкости..............................................................47                                               
4. Определение фактического  погружения насоса под динамический уровень жидкости..............................................................49                                    

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

5. Определение разницы между оптимальным и  фактическим погружением насоса под динамический уровень.....................................49
6. Определение коэффициента подачи насоса...................................50
7. Сводная таблица расчетных данных...............................................51
5. Выбор оборудования...................................................................................51

2.5.1. Определение необходимого напора  ЭЦН.......................................51

6. Выводы и рекомендации.............................................................................53

3. Организационная часть

1. Охрана окружающей среды .......................................................................55
2. Охрана недр……………….........................................................................59
3. Охрана труда................................................................................................61               
4. Противопожарные мероприятия................................................................63

Заключение...........................................................................................................66

Список  литературы.............................................................................................67

 

     

Введение

     Разработка  данного курсового проекта в  основном направлена на то, чтобы студент  научился разбираться в технологических  режимах работы скважин, научился выбирать и создавать их.

     Выпускаясь  из учебного заведения студент должен быть хорошо подготовленным специалистом, который сможет разрабатывать месторождения так, что коэффициент извлечения нефти будет максимальным, а затраты при этом минимальны. Главное добыть много ни как можно быстрее, загубив при этом месторождение за 5-10 лет, а как можно больше из того, что есть в недрах. Пусть это будет не очень быстро, главное  рационально.

     Данный  курсовой проект является творческой практической работой.  Его целью  является сравнительный анализ фактического материала путем перерасчета его на теоретический. В нем студент всё рассчитывает самостоятельно, обдумывает, принимает решения, делает выводы и дает рекомендации. 

     Я взял для изучения Озерного месторождения, на котором я проходил свою первую производственную практику, благодаря которой я многому научился.  

 

     

I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

     1.1. Общие сведения  о месторождении

     В административном отношении Озерное  месторождение расположено на севере Пермской области на юго-западной окраине  Красновишерского района. От районного центра г. Красновишерска оно удалено в южном направлении на 30 км, от областного центра г. Перми – 470 км на север.

     Площадь месторождения расположена в  удалении от населенных пунктов.  Главными транспортными артериями района являются шоссейная автодорога Пермь – Кунгур – Березняки – Соликамск - Красновишерск, электрофицированная железная дорога Пермь-Соликамск, реки Кама и Вишера.

     В орографическом отношении район  работ расположен в междуречье р. Язьвы и Вишеры и представляет собой полого всхолмленную равнину с заметным понижением рельефа в западном направлении от 260 до 130 м. В пределах площади сильно развита речная сеть. С севера и запада район ограничивает р. Вишера, которая участками сильно меандрирует, образуя множество озер-стариц. Наиболее крупными озерами являются – Сосновское, Кабаниха, Губдорское (Рис. 1.1). Непосредственно в центре месторождения находится озеро Нюхти, признанное гидрогеологическим памятником природы. На западе пойма р. Вишеры сильно заболочена. Северо-восточнее площади месторождения протекает р. Язьва – левый приток Вишеры. Восток - северо-восток площади окаймляет р. Глухая Вильва, река Колынва – с юга, запада и востока. Площадь месторождения сильно заболочена (до 50%). В между речьи рек Глухая Вильва и Колынва расположено болото «Дорыш» глубиной более 2 м.

     Значительная  часть территории покрыта лесом  смешанного типа, преимущественно хвойного.

     

     Климат  района континентальный с холодной продолжительной зимой, теплым, сравнительно коротким летом. Средняя годовая  температура воздуха -0,2ºС. Самым холодным месяцем в году является январь со средней температурой воздуха -17,2ºС, самым теплым – июль +16,8ºС. Абсолютный минимум температур воздуха -53ºС, абсолютный максимум +36ºС. Продолжительность безморозного периода в среднем составляет 84 дня.

     Годовая сумма осадков достигает 852 мм. Максимальное количество осадков за месяц наблюдается  в ноябре – 88 мм, минимальное –  в феврале 49мм.

     Максимальная  высота снежного покрова на открытом участке составляет 103 см, минимальная  – 64 см. Преобладающим направлением ветра в течение года является южное.

     Слабо развитая дорожная сеть, большое количество мелких речек, отсутствие переправ через  основные реки, значительная залесенность и заболоченность местности позволяют  отнести данное месторождение к месторождениям с трудными природно-климатическими условиями.

     Электроэнергией район работ не обеспечен. Населенных пунктов в районе работ нет.

     Ближайший нефтепровод Геж-Каменный Лог находится  в 42 км от площади месторождения.

     Месторождение расположено в перспективном нефтегазодобывающем районе. Соседними открытыми месторождениями являются Гежское, Кисловское, Цепелское, Гагаринское, Мысьинское, Маговское и др.

     На  Озерном месторождении не обнаружено месторождений твердых полезных ископаемых, находящихся на государственном учете. В 1,5-2,5 км западнее и юго-западнее Озерного месторождения проходит северная граница распространения калийных солей Верхнекамского калийного месторождения.

 

      1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика

     Геолого-стратиграфический разрез Озерного месторождения изучен по материалам структурных, поисковых и разведочных скважин. Наиболее полный разрез, от четвертичных до вендских отложений, вскрыт скважине №  38 (2325 м) и является типичным для Соликамской впадины. Нефтеносность в стратиграфическом отношении приурочена к отложениям сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок).

     Пермская  система (Р)

     Представлена  верхним и нижним отделом. Нижний отдел охарактеризован отложениями кунгурского, артинского, сакмарского и ассельского ярусов. Мощность отложений соленосной, глинисто-ангидритовой и глинисто-карбонатной толщ кунгурского яруса (P₁k) колеблется от 458 до 570 м.

     Артинский ярус (P₁ar) подразделяется на две толщи: терригенную и карбонатную. Толщина терригенной пачки в межрифовой фации колеблется от 180 до 250 м и на вершине рифа - от 100 до 150 м. Представлена  известковистыми аргиллитами плотными, крепкими с прослоями алевролитов известковистых плотных. Карбонатная пачка сложена известняками органогенными, плотными. Рифовая фация развита в вершинной части поднятия. На склонах к краям рифа известняки обогащаются глинистым материалом, появляется слоистость, общее количество фауны убывает. Толщина карбонатной пачки колеблется от 58 м в межрифовых разрезах (скважин  №№ 49, 36) до 189 м в вершинной части поднятия (скважин №№ 43, 42, 38).

     Самарский (P₁s) и ассельский ярусы (P₁a) представлены известняками, прослоями доломитизированными, органогенными, перекристаллизованными, мелкокавернозными, пористыми и доломитами участками окремнелыми, плотными.

     

     Проницаемые пласты в кровле сакмарских отложений  нефтенасыщены (скважины №№ 46, 48, 47). Общая  толщина сакмарско-ассельских отложений  колеблется от 191 до 261 м.

     Каменноугольная система (С)

     Представлена  тремя отделами. Верхнекаменноугольные  (C₃) отложения сложены доломитами и известняками толщиной от 71 (скважина № 38) до 80-110 м (скважина № 49).

     Средний отдел каменноугольной системы  включает московский и башкирский ярусы. Московский ярус (C₂m) в составе мячковского, подольского, каширского и верейского горизонтов представлен известняками плотными крепкими, слабо доломитизированными с прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина отложений московского яруса колеблется от 195 до 218 м.

     Башкирский  ярус (C₂b) представлен известняками с прослоями доломитов. Известняки органогенно-обломочные, от скрыто до крупнозернистых, участками плотные, пористые, со стилолитовыми швами и сутурными линиями. Доломиты скрыто- и мелкокристаллические, плотные, крепкие, с включениями кремня, кавернозные. К отложениям башкирского яруса приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений 63-90 м.