 |
Краткая геологическая характеристика Знаменского месторождения
|
|
|
|
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
ПО КУРСУ: СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА ГАЗА И
ГАЗОКОНДЕНСАТА
НА ТЕМУ: ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
НА ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧКАХ
| ГРУППА | ГГ-00-02 | ОЦЕНКА | ДАТА | ПОДПИСЬ |
| РАЗРАБОТАЛ | Захаров А. Г. | |||
| ПРОВЕРИЛ | Павлюченко В. И. |
УФА 2003 год.
Государственный комитет Российской Федерации
По высшему образованию
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра
Студенту
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Дисциплина
Рассчитать и спроектировать
Исходные данные
Представить следующие материалы в указанные сроки
Дата выдачи 2003г.
Консультант Студент
СОДЕРЖАНИЕ
Введение,………………………………………………………….4
1. Краткая геологическая характеристика Знаменского
месторождения,…………………………………………………….6
2. Геологическое строение кизеловского горизонта
Знаменского нефтяного месторождения,………………………..12
3. Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин,…………………………………………20
4. Сущность метода гидравлического разрыва пласта,………...22
5. Технология и техника проведения ГРП,………………………29
6. Выбор технологии ГРП,………………………………………..36
7. Оборудование, используемое при ГРП,………………………40
8. Расчёт гидравлического разрыва пласта,……………………..45
Заключение,………………………………………………….…..52
|
|
|
Список использованной литературы,………………………….53
Введение
Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) – область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся – при закачке. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.
Механические методы воздействия эффективны в твёрдых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удалённые части пласта.
Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.
Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.
Краткая геологическая характеристика Знаменского месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Территория месторождений НГДУ «Аксаковнефть» обладает сравнительно хорошо развитой транспортной сетью с линиями электропередач. Вблизи ряда месторождений проходят Куйбышевская железная дорога, шоссейные дороги с асфальтовым покрытием. В основном же дорожная сеть состоит из проселочных и улучшенных грунтовых дорог.
|
|
|
Климат района в значительной степени континетальный. Он характеризуется продолжительной морозной зимой и жарким летом. Господствующее направление ветров юго-восточное.
1.1.1 Орогидрография района
Дневная поверхность площади представляет собой холмистую равнину, изрезанную оврагами и речными долинами, с общим наклоном на северо-восток.
Наиболее крупными реками являются реки Дема, Ик с притоками Ря, Уршак. Из полезных ископаемых кроме нефти, важное значение в хозяйстве района имеют известняки, песчанники, гипсы, песок, гравий, используемые местным населением как стройматериалы.
1.1.2 Стратиграфия и тектоника
В соответствии с классификацией, группа месторождений НГДУ «Аксаковнефть» располагается в пределах таких структур первого порядка, как Татарский свод и юго-восточный склон Русской платформы.
На юго-восточном склоне Русской платформы месторождения приурочены к зоне восточного борта Демско-Сергеевского грабена и зоне горстовидных поднятий (Аскарово-Бекетовская полоса)
Знаменское нефтяное месторождение расположено на территории Ермекеевского Бижбулякского районов Башкортостана. На западе и на юго-западе площадь месторождения примыкает к Оренбургской области. С юго-востока к нему примыкает Шкаповское, а с северо-востока Белебеевское месторождение.
Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры длина 29 - 30 км, ширина 10 - 15 км.
Верхняя кровельная пачка кизеловского горизонта турнейского яруса - это основной продуктивный пласт месторождения, существующий в виде единой линзы с максимальными размерами 28 на 15 км и ещё ряда изолированных линз меньших размеров.
По данным микроскопических исследований подавляющая часть пород, слагающих продуктивную часть разреза турнейского яруса, представлена известняками сгустково - комковатыми и мелкодетритово - сгустковыми, с весьма незначительной глинистостью (1 - 5%) и ограниченным окремнением, в различной степени перекристализованными, участками сульфатизированными.
Тип залежи - пластовая оводовая с высотой 6 - 25 м. Принятый ВНК колеблется в пределах -1290,2 - 1304,5 м.
Верхняя кровельная часть кизеловского горизонта турнейского яруса общей толщиной до 12 м продуктивна. В большинстве скважин пласт представлен одним монолитным пропластком, в единичных тремя и в части скважин двумя пропластками, разделенными непроницаемыми прослоями толщиной 0,4 - 1,2 м. Нефтенасыщенная толщина достигает 10 м при среднем значении 2,7 м.
|
|
|
1.2 Характеристика пластовых флюидов
Пористость коллекторов турнейского яруса Знаменского месторождения в целом определена по 1050 нефтенасыщенным образцам и составляет в среднем 11%. Проницаемость определена по 819 нефтенасыщенным образцам и составляет в среднем 0,008 мкм2. Проведены гидродинамические исследования в 46 скважинах, средняя проницаемость по 56 определениям равна 0,107 мкм2. Коэффициенты песчанистости и расчленённости, определенные по 630 скважинам, составляют соответсвенно 0,75 и 1,3 доли ед.
1.2.1 Свойства нефти
Свойства и состав нефти изучены по глубинным пробам и приведены в таблице 1.2.1.1
Таблица 1.2.1.1 - Параметры нефти Знаменского месторождения по пробам, отобранным в глубинных условиях (турнейский ярус)
| № п/п | Параметры | Значения |
| 1. | Количество проб | |
| 2. | Количество скважин | |
| 3. | Пластовое давление, МПа | |
| 4. | Давление насыщения, МПа | 4,8 |
| 5. | Плотность, кг/м3 | |
| при пластовом давлении | ||
| сепарированной нефти | ||
| 6. | Вязкость, мПа*с | |
| при пластовом давлении | 9,1 | |
| сепарированной нефти | 18,4 | |
| 7. | Газонасыщенность, м3/т | 19,0 |
| 8. | Объёмный коэффициент нефти | 1,048 |
| 9. | Пластовая температура, оС |
1.2.2 Свойства пластовой воды
Водоносные горизонты в отложениях турнейского яруса приурочены к пористо -кавернозным и трещиноватым разностям известняков в средней и нижней пачках кизеловского горизонта. Тип вод хлокальциевый. Состав пластовой воды приведен в таблице 1.2.2.1.
Таблица 1.2.2.1 Состав пластовой воды по Знаменского месторождения (турнейский ярус)
| № | Компонент | Содержание | |
| мг - экв на 100 г | % экв | ||
| 1. | Хлор (Cl -) | 303,99 | 49,89 |
| 2. | Сульфат (SO4 2-) | 0,16 | 0,02 |
| 3. | Гидрокарбонат (HCO3 -) | 0,5 | 0,03 |
| 4. | Кальций (Ca 2+) | 3,5 | |
| 5. | Магний (Mg 2+) | 13,5 | 2,13 |
| 6. | Кальций + Натрий (Ca 2+ + Na +) | 272,15 | 44,65 |
|
|
|
По Сулину вода относится к хлоридно -кальциевому типу
rNa/rCl = 0,76 - 0,94
кальцевой группе
rCl/rMg = 1,04- 5,6
хлоридной подгруппе
rSO4/rCl = 0,0001 - 0,003
Плотность воды = 1155,5 кг/м3.
1.2.3 Свойства газа
Все газы, растворенные в нефти имеют плотность больше единицы.
Газ по количеству высших углеводородов относится к полужирным и жирным. В газах в углеводородной части преобладающими является метан, этан, пропан, молярная доля легких углеводородов по всем пробам превышает молярную долю тяжелых углеводородов; гелий обнаружен в пяти пробах (среднее значение 0,0203 в объемных долях). В значительных количествах присутствует азот. Его содержание составляет - 18,2%. Состав и свойства газа приведены в таблице 1.2.3.1.
Таблица 1.2.3.1 - свойства и состав попутного нефтяного газа по Знаменского месторождения (турнейский ярус)
| № | Компонент | Доля в объёмных % |
| 1. | Сероводород (H2S) | 4,1 |
| 2. | Углекислый газ (CO2) | 0,4 |
| 3. | Азот (N2) + редкие | 7,4 |
| в т.ч. Гелий (He) | 0,034 | |
| Аргон (Ar) | 0,013 | |
| 4. | Метан (CH4) | 27,3 |
| 5. | Этан (C2H6) | 29,9 |
| 6. | Пропан (C3H8) | 21,1 |
| 7. | Бутан (C4H10) | 7,3 |
| 8. | Пентан (C5H12) | 1,7 |
| 9. | Гексан (C6H14) + высшие | 0,3 |
Плотность попутного газа примерно 1,1274 кг/м3.
1.3 Состояние разработки месторождения
На 01.01.2003 г. на балансе НГДУ «Аксаковнефть» находится 16 месторождений. В 2002 году осуществлялась разработка 15 -ти месторождений, из которых четыре месторождения находятся в первой стадии разработки, пять - в третьей, шесть - в четвертой.
Газовая добыча по НГДУ составила 1285,5 тыс.тонн нефти, при плане - 1270 тыс.тонн. План выполнен на 101,2 %.
По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом:
Первая, вторая стадии разработки.
Месторождение Исламгуловское, Згурицкое и Дмитриевское, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Суммарные извлекаемые запасы по этим месторождениям составляют 0,9 % от начальных запасов НГДУ. Доля добычи нефти -0,6 %. Извлечено 1,7 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по этим месторождениям 0,36 %.
Третья стадия разработки.
Пять месторождений - Знаменское, Белебеевское, Шафрановская, Каменское, Орловскакя с начальными извлекаемыми запасами 12,6 % от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составила 55,1 %. Отобрано 64,7 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,26 % и 6,4 % от остаточных извлекаемых запасов.
Четвертая стадия разработки.
Шесть месторождений - Шкаповское, Сатаевское, Демское, Раевское, Балкановское, Аскаровское с начальными извлекаемыми запасами 86,5 % от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составило 44,3 %, отобрано 95,1 % от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,25 % и 5,5 % от остаточных.
|
|
|
Знаменское месторождение открыто в 1957 году, в карбонатах кизеловскго горизонта турнейского яруса. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1961году. Эксплуатационное разбуривание начато в 1966 году.
Площадь находится в третьей стадии разработки. Максимальная добыча нефти в объеме 486 тыс.т достигнута в 1992г. Суммарная добыча нефти на 01.01.2003г. составляет 7508,0 тыс.т или 55,9% от начальных извлекаемых запасов нефти. Жидкости отобрано с начала разработки 11478,5 тыс.т, воды закачано 27272,4тыс.м3. Отбор жидкости при этом компенсирован на 103,6%. Годовой темп отбора нефти равен 3,0% от начальных извлекаемых запасов.
Характер изменения по годам добычи нефти, жидкости, объёмов закачки воды, фонда скважин по пласту приведены в таблице 1.3.1.
Таблица 1.3.1-Основные показатели состояния разработки Знаменского месторождения (турнейский ярус) на 01.01.2003
| № | Показатели | Значение |
| 1. | Накопленная добыча нефти, тыс.т | 7508,0 |
| 2. | Добыча нефти, тыс.т | 345,3 |
| 3. | Добыча жидкости, тыс.т | 594,9 |
| 4. | Обводненность, (вес.), % | 69,8 |
| 5. | Среднесуточный дебит скважины по жидкости, т/сут | |
| УЭЦН | 123,3 | |
| ШСНУ | 4,2 | |
| УЭДН | 2,1 | |
| 6. | Накопленная закачка, тыс.м3 | 27272,4 |
| 7. | Компенсация отбора закачкой, % | |
| Текущая | 103,6 | |
| Накопленная | 118,5 | |
| 8. | Средняя приемистость нагнетательной скважины, м3/сут | 42,3 |
1.4 Характеристика фонда скважин
Распределение действующего фонда по способам эксплуатации следующие:
1. Электрогпогружными установками эксплуатируется 280 скважин с дебетом нефти на 1 скважину 6,3 т/сут., жидкости - 157,2 м3/сут.
2. Штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируется 795 с дебетом нефти на одну скважину 2,4 т/сут., жидкости - 4,2 м3/сут.
В 2002 году эксплуатационное бурение осуществлялось на 2-х месторождениях: Знаменском, Балкановском.
В течении года введены 10 скважин из бурения, добыто из них 17,8 тыс.тонн нефти.
Характеристика фонда скважин Знаменского месторождения приведена в таблице 1.5.1, всего на площади пробурено 1079 скважины. Фонд нефтяных действующих скважин состоит из 493 добывающих, из которых оборудованы ЭЦН - 44, ШГН - 461.Всего нагнетательных скважин 284, в т.ч. действующих - 203, в бездействии - 10.
Таблица 1.4.1 Характеристика фонда скважин на 01.01.2003 Знаменского месторождения
| № | Наименование | Характеристика фонда скважин | К - во скважин |
| 1. | Фонд добывающих | Всего | |
| Действующих | |||
| фонтанных | - | ||
| УЭЦН | |||
| ШСНУ | |||
| УЭДН | |||
| Бездействующих | |||
| В освоении | - | ||
| В консервации | |||
| 2. | Фонд нагнетательных | Всего | |
| Действующих | |||
| Бездействующих | |||
| В освоении | - | ||
| Внутриконтурные | |||
| 3. | Специальные скважины | Контрольные и пьезометрические | |
| Водозаборные | |||
| 4. | Ликвидированные и в ожидании ликвидации |
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки приведены в таблице 1.4.2.
Таблица 1.4.2 Сравнение фактических и проектных показателей разработки Знаменского месторождения
| № | Показатели | Проект | Факт | +,- |
| 1. | Годовая добыча нефти,т.т. | 553,0 | 562,2 | +9,2 |
| 2. | Темп падения добычи нефти, % | 8,0 | 5,6 | -2,4 |
| 3. | Темп отбора: от нач. извл. запасов,% | 2,96 | 3,01 | +0,05 |
| от остаточных извлекаемых запасов,% | 6,6 | 6,7 | +0,1 | |
| 4. | Годовой отбор жидкости, т.т. | 1562,1 | 1862,9 | +300,8 |
| 5. | Закачка воды, т.м3 | 1693,0 | 1882,0 | +189 |
| 6. | Обводненность (вес.),% | 64,6 | 69,8 | +5,2 |
| 7. | Среднесуточный дебит по нефти, т/сут | 3,2 | 3,3 | +0,1 |
|
|
|
