Добыча нефти из скважин
.pdfhttps://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
1. Геологический раздел
1.1 Орогидрография района
Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от города Тюмени.
Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинский Еган, правых притоков реки Обь.
Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от - 43 м на пойменных участках до -76 м в центральной части водораздела.
Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река - Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширина среднего течения -0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский Еган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.
Отличительной особенностью района является его крайняя заболоченность, а также многочисленность больших и малых озер. Непосредственно на территории месторождения расположены следующие крупные озера: Самотлор (62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево и множество других озер. Суммарная площадь, занятая наиболее крупными озерами, равна примерно 130 км2, что составляет около 15% всей площади месторождения.
В течение зимнего периода многие болота, озера и таежные речки промерзают плохо и труднопроходимы. Грунтовые воды на участке работ находятся на глубине 2-12 м от дневной поверхности.
Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников, растущих, главным образом, по берегам дневной поверхности.
Климат района резко континентальный, с коротким теплым летом
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
(наиболее высокая температура +30 градусов Цельсия) и долгой суровой зимой. Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели и снегопады, среднесуточная температура воздуха в январе -25 градусов Цельсия, толщина ледяного покрова достигает 1 м на реках и 3 м на озерах.
Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время в июле - августе и в холодное время в декабре - январе. Общее количество осадков в год достигает 400 мм.
Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески и другие.
1.2 Тектоника и стратиграфия
Врегиональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, СевероСамотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры 3-го порядка.
По кровле горизонта БВ1-2 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12∙15 км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части до 2,2. Белозерная структура по кровле пласта БВ1-2 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 метров. Общие размеры структуры 15 км в пределах изогипсы минус 2130 метров.
Вцелом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м. имеет размеры 32∙40 км, амплитуду 150 метров.
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта AB1. Белозерное, Мартовское поднятие практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой минус 1690 метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой минус 1640 метров и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1,45. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110 метров, восточному и северному -160 метров.
В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.
Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров. Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами.
Тюменская свита (нижняя и средняя юра) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина отложений тюменской свиты составляет 220-250 метров.
Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской свиты, толщиной 50-60 метров, георгиевской свиты, толщиной до 4 метров и баженовской свиты, толщиной до 20 метров.
Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложены морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.
Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.
Нижняя часть Мегионской свиты, сложена аргиллитами серыми и
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаинием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников менуются пластами БВ1 а БВ 19-22 являются промышленно нефтеносными. Толщина достигает 80 метров.
Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 метров, выше залегают континентальные осадки переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Толщина осадков 235-240 метров.
1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов
Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Наибольшая проницаемость по пласту АВ 4-5 наименьшая по пласту АВ 1-3.
Таблица 1.1-Коллекторские свойства продуктивных пластов |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Свойства |
Пласт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
AB11-2 |
AB13 |
АВ2-3 |
AB4-5 |
АВ6-7 |
БВ1 |
БВ80 |
БВ81-2 |
БВ83 |
ЮВ1 |
Пористость, m, д.ед. |
0,23 |
0,22 |
0,265 |
0,277 |
0,282 |
0,240 |
0,239 |
0,242 |
0,23 |
0,172 |
Проницаемость, k, |
189 |
61 |
518 |
825 |
449 |
215 |
582 |
264 |
66 |
268 |
мкм2 ∙10-3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефтенасыщенность, |
0,35 |
0,64 |
0,269 |
0,258 |
0,294 |
0,358 |
0,251 |
0,321 |
0,40 |
0,38 |
Sн, д.ед. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Количественно пористость характеризуется коэффициентом пористости (это отношение объема всех пор Vnop к видимому объему образца Voбp). Пористость на Самотлорском месторождении не превышает 0,3 и находится в пределах от 0,172 до 0,282.
В целом по коллекторским свойствам пород продуктивных пластов Самотлорского месторождения можно сделать вывод.
Существенное различие коллекторских свойств изученных горизонтов обусловлено литологическими особенностями пород этих объектов. На нефтенасыщенность пород в стабилизированных зонах залежи основное влияние оказывают литолого-коллекторские свойства, а в недонасыщенных - значительное влияние приобретает расстояние исследуемого прослоя от ВНК (водо-нефтяной контакт).
1.4 Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях
Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного пласта, залегающего на больших глубинах в земной коре, находятся под действием пластовых давлений и температур. Из таблицы 1.2 видно, что максимальное пластовое давление свойственно пласту ЮВ1, минимальное пластовое давление у пласта АВ11-2. От пластового давления и температуры зависит большинство физических характеристик пород и насыщающих жидкостей и газов.
Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении.
|
|
Таблица 1.2-Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры |
АВ11-2 |
АВ13 |
АВ2-3 |
АВ4-5 |
АВ6-7 |
БВ1 |
БВ80 |
БВ81-2 |
БВ83 |
ЮВ1 |
||
Плотность нефти, |
812 |
700 |
755 |
779 |
813 |
746 |
745 |
730 |
736 |
775 |
||
ρн, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность газа, |
1,239 |
1,239 |
1,27 |
1,275 |
- |
1,10 |
- |
- |
1,5 |
1,007 |
||
ρг, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Вязкость нефти, |
1,3 |
1,61 |
1,5 |
2,39 |
1,28 |
1,28 |
1,09 |
1,21 |
1,13 |
0,93 |
||
μн, мПа∙с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Вязкость воды, μв, |
1,14 |
1,254 |
1,234 |
1,208 |
1,14 |
1,27 |
1,27 |
1,267 |
1,28 |
1,206 |
||||
мПа∙с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Вязкость газа, μг, |
1,012 |
1,012 |
1,016 |
1,016 |
- |
1,01 |
- |
- |
1,01 |
1,023 |
||||
мПа∙с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Давление |
9,7 |
11,3 |
10,8 |
13,4 |
8,4 |
11,9 |
10,5 |
10,8 |
10,5 |
11,2 |
||||
насыщения, Рнас, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Пластовое |
15,6 |
16,7 |
16,2 |
17,1 |
17,2 |
18,8 |
19,6 |
19,1 |
20,5 |
22,4 |
||||
давление, Рпл, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Газосодержание, |
68,8 |
90,9 |
79,8 |
72,9 |
71,6 |
99,7 |
95,5 |
97,4 |
98,9 |
93,7 |
||||
G, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Газовый фактор, |
60 |
60 |
61 |
60 |
70 |
71 |
70 |
71 |
72 |
84 |
||||
Г, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Одним из основных показателей товарного качества нефти является плотность нефти. Нефть Самотлорского месторождения имеет плотность до 880 кг/м3 и относится к легкой нефти. Такая нефть служит ценным сырьем для производства моторных масел.
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
2. Технико-технологический раздел
2.1 Технология добычи нефти УШГН, краткая характеристика оборудования
Воснову способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратно поступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены вместе посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют установкой штангового глубинного насоса (УШГН).
Оборудование УШГН включает:
Обвязка устья скважины, станок-качалка, насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, штанговый скважинный насос, различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)
Скважинная штанговая установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования. В отдельных случаях какой-либо из элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы УШГН.
Вбольшинстве УШГН (рис. 2.1) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы, установленной на массивном фундаменте. На раме смонтированы стойка, на которой с помощью шарнира укреплен балансир, имеющий на одном конце головку, на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном. Шатун соединен
скривошипом, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески.
Колонна насосных штанг соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг.
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Штанги имеют длину от 6 до 10 м, диаметр от 12 до 25 мм и более, соединяются друг с другом посредством муфт. Полированный шток имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, иногда его называют первой или сальниковой штангой. Колонна насоснокомпрессорных труб служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб длиной по 8-12 м, диаметром 48-114 мм, соединенных трубными муфтами.
При работе УШГН энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной штанг плунжер также совершает возвратно-поступательное движение.
Приводом штангового скважинного насоса является станок-качалка (СК), который предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратнопоступательно.
Основные типоразмеры станков-качалок, выпускаемых по разным стандартам, приведены в таблице 2.1.
В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Рисунок 2.1 - Скважинная штанговая насосная установка
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Таблица 2.1 - Основные параметры станков-качалок |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Тип станка- |
Наибольшая |
Длина хода |
Число |
Максимальный |
Длина переднего |
качалки |
допускаемая |
полированного |
качаний |
крутящий |
плеча балансира, |
|
нагрузка в точке |
штока, м, |
балансира в |
момент, кН∙м |
мм |
|
подвеса штанг, |
|
мин, |
|
|
|
кН |
|
|
|
|
СКН2-615 |
20 |
0,3; 0,45; 0,6 |
4,7-15 |
2,5 |
740 |
СКН3-1515 |
30 |
0,45; 0,6; 0,75; 0,9; |
4,7-15 |
6,5 |
1500 |
|
|
1,05; 1,2; 1,35; 1,5 |
|
|
|
СКН5-3015 |
50 |
0,9; 1,2;, 5; 1,8; 2,1; |
4,7-15 |
23 |
3000 |
|
|
2,4; 2,7; 3,0 |
|
|
|
СКН10- |
100 |
1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; |
4,7-15 |
40 |
3300 |
3315 |
|
2,7; 3,3 |
|
|
|
СКН10- |
100 |
1,2; 1,8; 2,4; 3,0 |
6-12 |
57 |
4500 |
3012 |
|
|
|
|
|
Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию от привода к скважинному насосу. В отдельных случаях колонна штанг может быть полой,
иее внутренняя полость используется в качестве канала для подъема пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным якорем с пакером.
Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12 (в некоторых источниках указан диаметр 13 мм), 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании,
ивыполнена резьба метрическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги соединяются между собой муфтами.
ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление штанг номинальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготовляются укороченные штанги длиной 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм [34].
Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров - переводные муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях: с лысками под ключ
ибез них.