Курсовая работа по Нефтегазовое дело на тему Обоснование оптимального режима работы скважин оборудованных УЭЦН на Фаинском месторождении

Введение
Залежи углеводородов Фаинского нефтегазоконденсатного месторождения являются важнейшей по масштабам и качеству формацией топливно-энергетического комплекса России. Однако сложность и специфика геологического строения, недостаточная изученность основных закономерностей изменения коллекторских свойств, неоднозначность оценок фазового состояния природных углеводородных систем, аномально высокое пластовое давление создают значительные трудности при создании геологических и гидродинамических моделей месторождений.
Данные о составе, физико-химических и термодинамических характеристиках пластового флюида играют ключевую роль в формировании исходной информации, необходимой для разработки и использования геолого-технологической документации различного уровня (например, для подсчета запасов и создания технологических схем разработки месторождений). Информацию о свойствах пластовых флюидов можно получить через специальные промысловые и лабораторные исследования, которые предоставляют разнообразные данные о характеристиках газа, конденсата и воды. Однако важно учитывать, что такие исследования могут быть подвержены неопределенности, вызванной различными неточностями и ошибками в процессе измерений, что, в свою очередь, может привести к значительным искажениям и даже неправильным выводам относительно фазового состояния и свойств компонентов флюида при моделировании газожидкостной смеси.
Ниже представлены основные источники неопределенности исходных данных:
- несоблюдение рекомендаций, указанных в действующей Инструкции, в процессе промысловых исследований газоконденсатных скважин;
- отсутствие измерений забойных параметров во время исследований;
- образование гидратов и парафинов в ходе исследовательских работ;
- ошибки и неточности в определении состава и физико-химических свойств пластового газа и продукции;
- нарушение условий для отбора проб, а также сроков их транспортировки и хранения;
- значительные методологические различия в зависимости от Исполнителя;
- отсутствие единой формы для предоставления предварительных данных.
Таким образом, при проведении расчетов в расчетной схеме следует учитывать процедуру обработки неопределенности используемых данных.
Ключевой особенностью исследуемого объекта является то, что его естественная среда обитания подвергается аномально высоким давлениям (60 МПа) и температурам в диапазоне 100-120°С. Это, безусловно, требует пересмотра существующих методов расчета с учетом уникальных горно-геологических условий.
Цель курсовой работы:
• Углубление и закрепление теоретических и практических знаний, полученных в ходе лекций, практических занятий, лабораторных и производственных практик.
Задача курсовой работы:
• Определение технологического режима эксплуатации Фаинского месторождения. 
1 глава. Геологическая часть
1.1. Географическая характеристика района работ
С геоморфологической точки зрения, анализируемая область представляет собой слабо холмистую равнину, которая неравномерно покрыта лесами. Абсолютные высоты рельефа в центральной части месторождения колеблются от +40 до +56 метров, в то время как на севере они снижаются до +32 и +40 метров. Таким образом, относительные изменения высоты местности не превышают 30 метров.
Основными водными артериями являются река Большой Юган и протока Покамас. Обе реки характеризуются высоким уровнем воды, спокойным течением и извивающимися руслами. С конца мая до конца сентября по этим рекам возможно осуществление грузовых перевозок на баржах.
Область месторождения сильно заболочена, и около 30% ее территории занимает болото. Климат в этом регионе резко континентальный, с продолжительной холодной зимой и жарким летом. Средняя температура в июле составляет +17°C, а среднегодовая температура –3,3°C.
Коренное население данного региона в основном составляют ханты, манси и русские. Основные виды деятельности включают охоту, рыбалку, звероводство и скотоводство. Крупнейшим населённым пунктом в этом районе является город Нефтеюганск, где проживает около 100 тысяч жителей. В этом городе расположено ОАО “Юганскнефтегаз“, которое занимается разработкой месторождений на левом берегу реки Оби, включая Фаинское месторождение.
В Нефтеюганске есть речной порт и аэропорт, который может принимать практически все типы воздушных судов. Железнодорожная станция Островная находится в 50 километрах от города. Доставка необходимых грузов на месторождение из Нефтеюганска, где расположены базы НГДУ и УБР, осуществляется как по водным путям, так и по автодорогам, которые соединяют город с месторождением. В экстренных ситуациях возможна доставка с помощью вертолетов.
Электроснабжение обеспечивается от линии электропередач 110 кВ, проложенной от Сургутской ГЭС. Нефть с месторождений транспортируется по нефтепроводу через Южно-Сургутское месторождение.
Фаинское месторождение включает в себя пять нефтяных залежей: Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская, Восточно-Асомкинская и район скважины №29. Две последние находятся на временной консервации из-за недостаточной разведки и отсутствия промыслового обустройства.

1.2. Краткая геологическая характеристика месторождения
В геологическом строении района представлены терригенные отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и сильно метаморфизованные и дислоцированные образования палеозойского складчатого фундамента. Отложения входят в состав нижнего мела сортымской свиты. Нижнемеловые отложения на территории Западно-Сибирской плиты развиты повсеместно. Они составляют значительную часть шельфового покрова и на всем протяжении подстилаются юрскими породами и постоянно перекрываются верхнемеловыми образованиями. Нижний мел сложен в основном серыми терригенными породами: глинами (в том числе плотными), алевролитами и песчаниками. Они часто тонкослоистые, образуют глинисто-алевритовые пачки, содержат местами маломощные прослои известняков, бурого угля, а по краям плоские прослои и линзы гравелитных пород и мелких гравийных конгломератов. Иногда встречается глина, в отдельных пачках битуминозная.
Район исследований приурочен к отрицательной структуре Большехетской мегасинеклизы. Расположен к северу от Нерутинской мегавпадины (размером 110х55 км), вблизи простирающегося в субмеридиональном направлении разлома (размером 82,5 км), в пределах Песцового вала, представленного тремя куполами [4].
Месторождения Песцовой площади вместе с Уренгойским, Ен-Яхинским и рядом других месторождений составляют Большой Уренгой. В разрезе месторождений Большого Уренгоя выделено три уровня газоносности. Верхний этаж — сеноманские отложения, залегающие на глубине 1030–1280 м, средний этаж — нефтегазоконденсатные отложения нижнего мела, образующие самостоятельные по площади отложения, глубина залегания 1700–3340 м, а третий этаж — нефтегазоконденсатные отложения нижнего мела. представляет собой глубинный комплекс, сложенный ачимовскими и юрскими отложениями [1].
Ачимовские отложения представляют собой единый глинистый массив, включающий песчаные тела клиноформного типа, характеризующийся гидродинамической системой замкнутого типа. Коллекторы переменчивого, порового и порово-трещинного типа с широким диапазоном изменения проницаемости, характера насыщения: газ, конденсат, нефть, вода. Глубина залегания ачимовской толщи 3472–3687 м. По схеме гидрогеологического районирования территории Западной Сибири Песцовое месторождение расположено в Обском подбассейне Западно-Сибирского артезианского бассейна [3].
В разрезе месторождения по аналогии с прилегающими участками выделяются следующие водоносные горизонты: палеозойский (основные породы и кора выветривания), юрский (тюменская и васюганская свиты), меловой (куломзинская, тарская, киалинская, алымская и покурская свиты). , палеоген-четвертичный период.
Разделяющие их региональные водоупоры сложены аргиллитами нижнетюменской свиты, глинисто-сланцевыми породами верхнеюрской баженовской свиты, глинами верхнемеловой кузнецовской и березовской свит, а также глинами талицкой свиты палеоцена и люлинворской свиты. Образования эоцена. В целом водоотталкивающие комплексы и водоупорные слои регионально выдержаны по толщине и литологии [3]. Литологические характеристики пород ачимовской толщи исследованы по 50 шлифам и керну трех скважин в интервале 3502–3741,5 м. Результаты нанесены на тройную классификационную диаграмму В.Н.Швановой.
В результате изучения шлифов выделены следующие петротипы пород: граувакковые кварцевые песчаники, аркозовые песчаники, мезомитовые песчаники, полимитовые алевролиты, аргиллиты. Для пород характерно развитие кальцитовых, глинистых, кремнисто-хлоритовых, глинисто-гидрослюдистых, железистых и смешанных цементов. В песчаниках преобладают такие типы цементов, как пленочный, коррозионный, базальный, пойкилитовый, закрыто-поровый, открыто-пористый, агрегатный, регенерационный. В алевролитах: базальные, открытопоровые, коррозионные. В песчаниках широко распространены конформный и инкорпорационный типы межзерновых контактов. Эти и другие особенности, выявленные при детальном макроскопическом и микроскопическом изучении горных пород, свидетельствуют о том, что их формирование происходило на поздней стадии катагенеза.
Кроме того, проведен анализ текстур образцов керна, что важно для понимания механизма формирования осадочных геологических образований, процессов их петрификации и преобразования как в период осадочного диагенеза, так и на постдиагенетическом этапе. Текстуры были созданы с помощью O.С. Черновой (2006). При исследовании керна Песцового месторождения диагностированы текстуры:
- синседиментационные: массивная, беспорядочная, горизонтально-слоистая,
- волнистая, пологоволнистая, косоволнистая, брекчиевидная (интракластовая);
- биогенные: биотурбации;
- постседиментационные (деформационные): конволютная, оползневая,
- внедрения, шаровая, подушечная, оплывания и взмучивания.
Преобладание деформационных текстур в разрезе скважины, а также их определенная последовательность позволили обнаружить значительное сходство ее строения с существующими стандартными текстурными схемами, предложенными для песчаных (цикл Боума) и глинисто-алевритовых (стоувийских циклов) серия турбидиты. Выделено три типа разрезов турбидитов: проксимальные высокоплотные турбидитные отложения, которые характеризуются массивными песчаниками, часто с включениями неокатанных обломков аргиллитов; низкоплотные срединные турбидитные месторождения, для которых характерно присутствие горизонтально-слоистых песчаников, песчаников с косой и причудливо-волнистой (черепашьей) слоистостью, параллельно залегающих маломощных песчаников и алевролитов, и дистальные турбидитовые месторождения низкой плотности и гемипелагической седиментации, характеризующиеся переслаивание алевролитов и аргиллитов с преобладанием последних.
На основании анализа литературы и проведенных исследований установлено, что терригенные породы ачимовских слоев относятся к турбидитной фации, а значит, соответствуют условиям глубоководной седиментации. Проведенная корреляция турбидитных фаций на разрезах трех скважин позволила выделить компоненты турбидитного потока и его ориентацию на местности.

1.3. Характеристика продуктивных пластов
В продуктивной зоне пласта ЮС1 преобладают песчаники с мелким и средним зерном, а также алевролиты с крупным зерном. В разрезе можно наблюдать небольшие прослои глин и карбонатных пород. Основными коллекторными породами являются песчаники, для которых характерен поровый тип цемента с преобладанием глинистого компонента, составляющего до 78% каолинита.
Открытая пористость этих пород колеблется от 10,5% до 19,5%, при этом среднее значение пористости составляет 15,4% на основе 377 проанализированных образцов. Пористость коллекторов в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях разрезов отличается лишь незначительно. Средний уровень карбонатности отложений в пласте составляет 2,2%, с диапазоном от 0,1% до 7,1%. Глинистость коллекторов варьируется от 8% до 21,9%. Проницаемость пород имеет широкий диапазон от 0,1 до 531x10 мкм, при этом среднее значение составляет 24 x 10 мкм на основе 342 образцов. По фильтрационным характеристикам в пласте преобладают породы 4-5 классов проницаемости: коллекторы с Кпр=10-100x10 мкм составляют 27%, а с Кпр от 1 до 10x10 мкм - 64%. На Средне-Асомкинской структуре отмечаются наиболее проницаемые коллекторы как в сводовых участках (скв. №7, 31), так и в более глубоких (скв. №25, 21). Водоудерживающая способность горных пород колеблется от 18,4% до 90,9%, при этом средний показатель составляет 45,9%. В таблице 1.3.1 представлены средние и предельные значения петрофизических характеристик песчаников пласта ЮС1.
Подведем итоги геолого-геофизического анализа параметров и характеристик коллекторов данного эксплутационного объекта, а также эксплуатационных и технических показателей скважин и пластов, полученных в ходе пробной и промышленной эксплуатации Средне-Асомкинской площади. Можно выделить несколько ключевых особенностей данного объекта, которые оказывают влияние на системы разработки, методы воздействия на нефтяные запасы и выбор расчетных вариантов:
- коллекторы пласта ЮС1 относятся к категории низкопроницаемых, что приводит к наличию трудноизвлекаемых запасов нефти;