Курсовая работа: Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 1263, Объект АС10, Мест

Выполнил: студент гр. РНГМ-05-2

Валиуллин А.В

Проверил: Илюшин П.Ю.

г. Пермь, 2009 г.

Содержание

Введение

1. Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки залежи

2. Технологическая часть

2.1 Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин

2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. Характеристика призабойной зоны

2.2.1 Расчет процесса освоения скважины

2.2.1.1 Прямая закачка

2.2.1.2 Обратная закачка

2.2.2 Характеристика призабойной зоны пласта

2.3 Расчет условий фонтанирования скважины. Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ

2.3.1 Расчет условий фонтанирования скважины при текущих и начальных условиях

2.3.2 Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ

2.4 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины выбор скважинного оборудования и режима его работы

Заключение

Список литературы

Приложение

Введение

В курсовом проекте описаны геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения на 01.10.2009 г., а также проанализирован фонд добывающих скважин и решены задачи освоения, исследования и обоснования способа эксплуатации добывающей скважины № 1263.

1. Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки залежи

Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа, в среднем течении реки Пим, с 49 по 163 км от устья. Ближайшими населёнными пунктами являются город Лянтор, расположенный на территории месторождения, и посёлок Нижний Сортым – 60 км к северу от него. Наиболее крупный населённый пункт город Сургут, который расположен в 75 км к юго-востоку от Лянторского месторождения. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО "Сургутнефтегаз".

Лянторское месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела: нефтегазонасыщенные пласты АС-9, АС-10, АС-11, нефтенасыщенные – БС-82, БС-18. Пласты АС-9, АС-10, АС-11 объединены в один объект АС. Объект БС включает разрабатываемую залежь пласта БС-18, эксплуатация которого ведется одной скважиной

Запасы нефти, свободного и растворенного газа утверждены ГКЗ СССР в 1987 году в количестве: геологические запасы нефти категории С1 – 108,7 млн.т, категории С2 – 105,2 млн.т, извлекаемые категории С1 – 48,5 млн.т, категории С2 – 39,8 млн.т. Геологические запасы растворенного газа категории С1 утверждены в объеме 24,7 млрд.м3, категории С2 – 18,7 млрд.м3, извлекаемые соответственно 11,0 млрд.м3 и 7,2 млрд.м3. Запасы свободного газа категории С1 оценивались в 4,3 млрд.м3, категории С2 – 7,4 млрд.м3.

В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и терригенные песчаноглинистые отложения платформенного мезо-кайнозойского осадочного чехла.

Палеозойский фундамент и полный разрез платформенных отложений, включающий в себя и отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем, вскрыт на Лянторском месторождении скважиной 17. Общая толщина осадочного чехла в этой скважине составляет 3144 метра.

Палеозойский фундамент.

Породы палеозойского фундамента представлены порфиритом базальтовым, темно-серым и темно-зеленым, с прожилками и включениями кальцита и других минералов. Вскрытая толщина пород фундамента составляет 56 метров.

Кора выветривания.

Образования коры выветривания в пределах Сургутского района имеют площадное распространение. Они вскрыты почти во всех скважинах, пробуренных до палеозойского основания. По положению в разрезе возраст условно принимается триасовым. Литологически кора выветривания представлена выветрелыми порфиритами, разбитыми трещинами, заполненными кальцитом. Толщина коры выветривания достигает 15 метров.

Юрская система.

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах коры выветривания всеми тремя отделами: верхним, средним и нижним. Нижний и средний отделы сложены близкими по генезису породами, выделяемыми в тюменскую свиту, в составе верхнего отдела выделяются абалакская и баженовская свиты.

Тюменская свита сложена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие с многочисленными включениями обуглившихся растительных остатков, местами битуминозные. Алевролиты серые и светло-серые, участками глинистые, волнисто-горизонтально-слоистые за счет прослоев и линз песчаника. Песчаники серые, мелко и разнозернистые, крепкие, слюдистые, кремнисто-глинистые. Наблюдаются обильные включения растительных остатков, небольшой мощности, прослойки угля. Толщина Тюменской свиты достигает 340 м.

Абалакская свита, нижняя часть верхнего отдела сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, слюдистыми, алевритистыми прослоями известковистыми, содержащими глауконит, обломки фауны аммонитов, пелеципод, фараминифер верхнеюрского возраста. Толщина отложений абалакской свиты изменяется от 25 до 68 метров.

Баженовская свита представлена аргиллитами темно-серыми до черных с коричневым оттенком, битуминозными, листоватыми, с включениями обломков фауны, стяжений пирита, с обильным растительным детритом. Толщина свиты 15-30 метров.

Меловая система.

Отложения меловой системы в изучаемом районе представлены двумя отделами: нижним и верхним, нижний отдел включает в себя мегионскую, вартовскую, алымскую и нижнюю часть покурской свиты; верхний- верхами покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита согласно залегает на битуминозных аргиллитах баженовской свиты, включает в себя остатки берриасского и нижней части валанжинского яруса.

В низах свиты выделяется ачимовская толща, сложенная в основном, песчано-алевритовыми породами с прослоями аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, мелкозернистые, глинистые с редкими прослоями известковых песчаников. Ачимовская толща перекрывается мощной толщей аргиллитов темно-серых и серых плотных, слюдистых, иногда известковистых. В верхней части мегионской свиты выделяется песчаный пласт БС10, который на Лянторском месторождении существенно заглинизирован. Толщина мегионской свиты 270-320 метров.

Вартовская свита включает в себя осадки верхне-валанжин-сетерив-барремского возраста и в пределах месторождений вскрыты всеми пробуренными скважинами. Нижняя часть вартовской свиты представлена переслаиванием аргиллитов темно-серых, плотных, слюдистых и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых, слюдистых. В верхней части вартовской свиты выделяются песчаные пласты АС9, АС10 и АС11, являющиеся на Лянторском месторождении промышленно нефтегазоносными. Толщина вартовской свиты 430 - 450 метров.

Алымская свита включает в себя осадки нижнеаптского возраста, представлены аргиллитами темно-серыми, в средней части почти черными, плотными, крепкими, слюдистыми, прослоями известковистыми. В нижней части встречаются линзовидные тончайшие прослойки песчаников. Толщина алымской свиты изменяется от 130 до 170 метров.

Покурская свита выделена в объеме осадков верхне-альб-сеноманского возраста, представлены неравномерным переслаиванием алеврито-песчаных пластов с глинистыми.

--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--