Геологическая характеристика Покачевского месторождения. Исследование штанговой насосной установки

Определение глубины от устья скважины до динамического уровня жидкости, устанавливающегося при каждом режиме откачки, осуществляют с помощью эхолота. Сущность эхометрии

Геологическая характеристика Покачевского месторождения. Исследование штанговой насосной установки

Дипломная работа

Геодезия и Геология

Другие дипломы по предмету

Геодезия и Геология

Сдать работу со 100% гаранией

ВВЕДЕНИЕ

 

При насосных способах добычи нефти подъем пластовой жидкости на поверхность осуществляется под действием напора, создаваемого глубинным насосом. В настоящее время наиболее широкое применение получили погружные глубинные насосы различных конструкций, которые опускаются в скважину под динамический уровень и обеспечивают подъём жидкости на поверхность. На нефтяных месторождениях Западной Сибири из глубинных насосов применяются электроцентробежные насосы (ЭЦН) и штанговые насосы (ШГН). Принцип действия ЭЦН - динамический, ШГН является насосом объёмного действия.

В установках ЭЦН насос и его привод - электродвигатель составляют единый насосный погружной агрегат, который спускается в скважину на колонне НКТ под динамический уровень и при работе обеспечивает подъём жидкости на поверхность. Основное достоинство такой конструкции по сравнению с наземным приводом - отпадает необходимость в громоздком и малонадёжном механизме передачи движения от наземного привода к глубинному насосу; передача энергии к насосному агрегату осуществляется при помощи электрического кабеля.

При добыче нефти с помощью штанговой скважинной насосной установки (УШГН) в скважине устанавливают плунжерный насос, который приводится в действие наземным механическим приводом (станком-качалкой); звеном, соединяющим привод и плунжер насоса, является колонна насосных штанг.

К достоинствам способа добычи нефти при помощи штанговых насосов относятся небольшие затраты при эксплуатации скважин, позволяющие экономически выгодно эксплуатировать даже очень малодебитные скважины, а также простота оборудования и обслуживания скважин. Так как, большинство месторождений Западной Сибири находится на стадии падающей добычи и дебит скважин сравнительно небольшой, то установки ШГН являются наиболее подходящим оборудованием с экономической и технологической точек зрения. Для скважин с большим дебитом более выгодно применять установки электроцентробежных насосов, которые обеспечивают более высокую подачу жидкости при меньших эксплуатационных затратах.

Основным недостатком УШГН является наличие колонны насосных штанг, которая совершает возвратно-поступательное движение. Наибольшее число аварий на скважинах происходит из-за обрыва штанг; работы по ликвидации таких аварий очень трудоёмки и требует больших затрат. Также вес штанг создаёт дополнительные нагрузки на механический привод и снижает эффективность работы установки. Поэтому насосные штанги являются наиболее ответственной частью оборудования УШГН.

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

.1 Орогидрография

 

Район месторождений в центральной части Западно-Сибирской равнины представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к широтному колену реки Оби. Последняя судоходна со второй половины мая до конца октября. Характерной особенностью района является большое количество озер и локальное развитие многолетнемерзлых пород на глубине 170-230м толщиной до 60-80м. Почвенный слой оттаивает полностью только в июне. Климат района континентальный с избыточным увлажнением.

В геоморфологическом отношении территория месторождения располагается, в основном, на правом берегу р. Аган притока р.Оби и только небольшая, юго-восточная часть месторождения располагается на левом берегу реки, протекающей в субширотном направлении.

Гидрографическая сеть представлена на западе рекой Нонг-Еган, на востоке рекой Вать-Еган, на юге - рекой Аган. Судоходной является только река Аган для судов с посадкой не более 1м. Многочисленные мелкие речушки и притоки несудоходны даже в период весеннего паводка.

 

Рисунок 1 - Схема месторождений ТПП «Покачевнефтегаз»

 

Местность сильно заболочена, изобилует множеством мелких речушек и озер. Самое крупное озеро Имн - Лор имеет размеры 108 км. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 30 до 50км. Растительность в районе очень бедная. Крупный лес растет только по берегам рек. Климат континентальный с холодной продолжительной зимой (до - 50°С) и теплым коротким летом (до 40°С). Полезных ископаемых, кроме нефти и попутного газа, имеющих промышленное значение, на территории Покачевского месторождения не имеется.[7]

В административном отношении район находится в западной части Нижневартовского района вблизи границы с Сургутским районом Ханты -Мансийского автономного округа Тюменской области практически в центральной части Среднеобской нефтегазовой области.

В южной части проходит железная дорога Тюмень - Сургут - Нижневартовск с наиболее крупными промежуточными станциями г. Тобольск, г. Лангепас, г. Мегион и др. Вдоль западной границы района проходит железнодорожная ветка из г. Сургута на г. Ноябрьск и Уренгой. Для перевозки срочных грузов используется водный транспорт, вертолеты и современные грузовые самолеты. Асфальтированные дороги связывают г. Нижневартовск с г. Лангепасом. Через весь район месторождения с юга на север от г. Лангепаса к нефтепромыслам проложена бетонная дорога, вдоль которой проходит ЛЭП.

В г. Нижневартовске, расположенном в 140 км к юго-востоку от месторождения имеется аэропорт, речной порт и станция железной дороги.

Основными отраслями хозяйства являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть, газ и строительные материалы, строительство объектов нефтяной промышленности, рыболовство, охота.

На территории месторождения построены: вахтовый поселок, промышленные здания, коммуникации для сбора и транспортировки нефти и попутного газа, площадки для бурения эксплуатационных скважин.

1.2 Стратиграфия и литология

 

В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Верхняя часть фундамента, соответствующая коре выветривания на глубинах 3140 - 3149 м, представлена проницаемыми породами серого и светло-серого цвета с зеленоватым оттенком, скрытозернистой, реже мелкозернистой структуры, с вертикально направленной трещиноватостью, с мелкими включениями полевых шпатов.

Юрская система (1). Отложения юрской системы несогласно залегают на породах коры выветривания. Осадки нижнего и среднего отделов представлены континентальной толщей тюменской свиты, а верхнего отдела преимущественно породами морского происхождения. В толще выделяются Васюганская, Георгиевская и Баженовская свиты.

Тюменская свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Отложения подразделяются на три части. В нижней части преобладают песчаники. В средней части преобладают глинистые породы. В верхней части - песчаники и алевролиты. Толщина свиты составляет - 400м.

Васюганская свита (келловей-оксфорд) делится на две части. Нижняя представлена аргиллитами серыми, темно-серыми. Верхняя - преимущественно песчаниками светло-серыми и серыми, иногда зеленоватыми за счет глауконита.

К песчаникам верхней части васюганской свиты приурочен продуктивный пласт ЮВ. Общая толщина свиты достигает 80 м.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными с включением глауконита. Толщины изменяются от 0,4 до 7,0м.

Баженовская свита сложена породами аргиллита, темно-серыми, почти черными, плотными битуминозными. Породы свиты хорошо выдержаны по всему региону и являются отражающим горизонтом БВ2. Толщина свиты 18-28 м.

Меловая система (К).

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.

Нижнемеловые отложения на рассматриваемой территории представлены отложениями Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя часть сложена аргиллитами. На них залегает Ачимовскоя толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов (пласты БВ18-21)- На рассматриваемой территории залежи нефти обнаружены в нижней части Ачимовской толщи на западе Покачевского месторождения. Толщины Ачимовской толщи достигают 140 м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами с прослоями песчаников.

Разрез мегионской свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-БВ]2, представленные песчаниками светлосерыми, мелко - и среднезернистыми, разделенными прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей.

На Покачевском месторождении промышленно нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пласту БВ8. Толщины Мегионской свиты в рассматриваемом районе колеблются от 290 до 485 м.

Вартовская свита разделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты пимской пачкой глин. Последняя подсвита, является и границей раздела пластов групп АВ и БВ. Сложена Вартовская свита переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

В разрезе верхней подсвиты выделяются продуктивные пласты АВ2-АВ8, а в нижней БВ0 - БВ3, БВ6. В пределах Покачевского месторождения все вышеназванные пласты нефтеносны. Пласт БВ7 нефтенасыщен лишь в отдельных скважинах. Толщины Вартовской свиты достигают 580 м.

Алымская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита в нижней части сложена песчаниками светло-серыми среднезернистыми, средне сцементированными, глинистыми. В верхней части подсвиты, преобладают аргиллиты темно-серые. К нижней подсвите приурочен продуктивный горизонт АВ6 который в пределах Нижневартовского свода состоит из трех пластов: АВ6 АВ2 и AB3. Первые два пласта в пределах Покачевского месторождения представлены, в основном, глинистыми породами и лишь в редких скважинах встречаются нефтенасыщенные песчаники небольшой толщины в пласте АВ2. Промышленно нефтенос

Похожие работы

1 2 3 4 5 > >>