Разработка мероприятий по оптимизации и повышению эффективности скважин с помощью установки штангового насоса Мурманского месторождения

ВВЕДЕНИЕ
Мурманское газовое месторождение приурочено к локальному структурному поднятию, сформированному над системой нарушений юго-западного борта бассейна. Продуктивными являются триасовые и юрские комплексы, нефтематеринскими - отложения пермотриаса.
Мурманское месторождение имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около 20 продуктивных пластов песчаников ранне-среднетриасового возраста. Все выявленные залежи литологически экранированы, причем большинство из них выклиниваются в сводовой части структурного поднятия. Газ по составу метановый с низким содержанием неуглеводородных компонентов. По запасам месторождение относится к крупным.
Месторождение было открыто компанией «Арктик-морнефтегазразведка» при проведении геолого-разведочных работ на нефть и газ на шельфе. Является первым месторождением, открытым в 1983 году «Арктикморнефтегазразведка». Оно расположено в южной части Баренцева моря. Глубины моря в его пределах изменяются от 68 до 123 м. На месторождении пробурено 9 скважин. Залежи газа приурочены к терригенным отложениям нижне-среднетриасового возраста. По величине геологических запасов газа Мурманское месторождение классифицируется как крупное.
Информация о составе, физико-химических и термодинамических свойствах пластового флюида является важным звеном в структуре исходной информации, необходимой для создания и последующего использования геолого-технологической документации различного уровня (подсчета запасов, технологических схем разработки месторождений), и т.д.. Источником информации о свойствах пластовых флюидов являются специальные промысловые и лабораторные исследования, которые позволяют получить разнообразные сведения о характеристиках газа, конденсата, воды. Однако при этом необходимо понимать, что данным исследованиям присущ фактор неопределенности, обусловленный различными неточностями и ошибками при проведении замеров, которые в свою очередь приводят к существенным искажениям и даже неверным представлениям в оценках фазового состояния и свойств компонентов флюида при создании модели газожидкостной смеси.
Ниже представлены основные источники неопределенности исходной информации:
 несоблюдение при промысловых исследованиях рекомендаций, изложенных в действующей Инструкции, содержащей рекомендации по проведению газоконденсатных исследований скважин;
 отсутствие замера забойных параметров в процессе исследований;
 образование гидратов и парафинов в процессе исследовательских работ;
 ошибки и неточности в определении состава и физико-химических свойств пластового газа и продукции;
 нарушение условий отбора проб продукции, сроков транспортировки и хранения тары с пробами;
 принципиальные методологические расхождения в зависимости от Исполнителя;
 отсутствует единая форма предоставления предварительной информации.
Поэтому при проведении расчета в расчетной схеме должна быть предусмотрена процедура учета неопределенности используемой информации.
Важной особенностью испытуемого объекта является то, что условия его естественного существования находятся в области аномально высоких давлений (60 МПа) и температур 100-120°С. Безусловно, в связи с этим необходима модернизация существующих методов расчета с учетом конкретных горно-геологических особенностей.
Цель дипломной работы: разработка мероприятий по оптимизации и повышению эффективности скважин с помощью установки штангового насоса Мурманского месторождения.
 
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СВЕДЕНИЙ О МУРМАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
1.1 Характеристика текущего состояния разработки Мурманском месторождения в целом.
Мурманское газовое месторождение открыто в 1983 году и является первым месторождением, открытым в морской части западно-арктического шельфа. Расположен в южной части Баренцева моря, в 150 км к северо-западу от полуострова Канин и в 370 км от г. Мурманска (рис. 1.1). Глубины моря в Мурманской области колеблются от 68 до 123 м. Климат района морской, арктический. Для региона характерна продолжительная зима, короткое лето, высокая влажность (80-90%), постоянная облачность и ветры. Самые холодные месяцы – февраль и март со средней температурой воздуха –4–5 °С. Самые жаркие месяцы - июль и август со средней температурой воздуха 9-11°С.
Ледообразование на акватории наблюдается не каждый год. По среднемноголетним данным, годы со льдом, закономерное его появление приходится на вторую декаду марта; раннее наступление льда было зафиксировано в конце января. Ледовые образования со средней сплоченностью 7 баллов более фрагментарны - битый лед и полевые обломки диаметром 2 км и менее. Они сильно приподняты, толщина льда колеблется от 20 до 130 см. В середине мая акватория обычно очищается ото льда, средняя продолжительность ледового периода 2 месяца [1–3].
Наименьшей площадью нефтеносности обладает пласт БС6, наибольшей – БС101. На значительной площади месторождения наблюдается наложение нефтяных, водонефтяных и законтурных зон различных залежей. Результатом этого является чередование в разрезе большинства скважин нефте- и водонасыщенных проницаемых пластов.
Степень заполнения нефтью приуроченных к куполам ловушек в пластах различна (рисунок), что приводит к несовпадению в плане контуров нефтеносности. Наименьшей площадью нефтеносности обладает пласт БС6, наибольшей – БС101. На значительной площади месторождения наблюдается наложение нефтяных, водонефтяных и законтурных зон различных залежей. Результатом этого является чередование в разрезе большинства скважин нефте- и водонасыщенных проницаемых пластов.
Карта мурманского месторождения приведена на рис. 1.1.

Рисунок 1.1 - Обзорная схема района
Перспективы и направления развития топливно-энергетического комплекса и сопряженных отраслей не только Мурманской области, но и России в целом было принципиально изменено выявлением уникальных ресурсов углеводородного сырья на арктическом шельфе (табл. 1.1 и 1.2).

Таблица 1.1 – Характеристика ресурсной базы арктических акваторий России [1]
Показатель Значение
Начальные суммарные извлекаемые ресурсы (НСР) углеводородов Около 80 млрд. т.н.э.
Кроме того, в зоне спорной юрисдикции России и Норвегии 6,5 млрд. т.н.э.
Извлекаемые запасы нефти Более 400 млн. т
Запасы газа Более 8 трлн. м3
Разведанность НСР УВ 6,3%
Месторождения УВ 25
Локальные объекты (выявленные и подготовленные) 524
Эффективность глубокого бурения 27 тыс. т.н.э./пог. м

Таблица 1.2– Характеристика геологоразведочных работ на арктических акваториях [1]
Море Глубокое бурение Сейсморазведка 2D Сейсморазведка 3D
Объем, пог. км Количество скважин Объем, тыс. пог. км Плотность, пог. км/км2 Объем, км2
Печорское 70,83 21 83,7 0,8 2191,5
Баренцево 93,63 34 275 0,27 2404
Карское (включая губы и заливы) 52,29 28 126,5 0,13 3159,5
Лаптевых — — 30,2 0,04 —
Восточно-Сибирское — — 8,8 0,01 —
Чукотское — — 13,3 0,03 —
ВСЕГО: 216,75 83 537,5 0,13 7755

Одним из наиболее перспективных и приоритетных объектов для освоения является Мурманское газоконденсатное месторождение, открытое в 1988 году. Месторождение расположено в центральной части Баренцева моря, к северо-востоку от Мурманска, на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.
Извлекаемое из месторождения сырье будет транспортироваться по подводным трубопроводам к побережью Териберского залива, где будут располагаться завод по производству СПГ, портовый транспортно-технологический комплекс, установка комплексной подготовки газа и другие производственные объекты. Для транспортировки газа в Единую систему газоснабжения России планируется строительство газопровода Мурманск-Волхов [6].
Еще одно месторождение, планируемое к разработке в ближайшее время, — Приразломное нефтяное месторождение. Лагерь открыт в 1989 году и расположен на шельфе Печорского моря в 60 км от берега (поселок Варандей). Глубина моря в районе месторождения составляет 19-20 м. Извлекаемые запасы сырой нефти Приразломного месторождения составляют 46,4 млн т, что позволяет ежегодно добывать около 6 млн т [9].
ОАО «Газпром» рассматривает возможность строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в Мурманской области для переработки нефти Приразломного месторождения, а затем Долгинского месторождения. Мощность НПЗ в поселке Териберка Мурманской области в случае его строительства может составить около 5 млн тонн в год. Ожидается, что добыча сырой нефти на Приразломном месторождении начнется в 2011 году, и в течение 6-7 лет оно достигнет своего пика добычи в 6,6 млн тонн в год [7]. Ожидается, что добыча на Долгинском месторождении начнется в 2016 году и составит от 6 до 7 миллионов тонн в год. Первоначально сырая нефть с «Приразломного» будет экспортироваться, а после строительства НПЗ большая ее часть будет перерабатываться с сохранением возможности экспортных поставок.
Главный порт региона — Мурманский морской торговый порт (ММТП), своего рода «арктические ворота России», специализирующийся на перевалке полезных ископаемых и химикатов. В последнее время его основной задачей является увеличение пропускной способности, что вызвано ростом товарооборота, в частности, увеличением экспорта углеводородов.
С 2001 по 2005 год были предприняты значительные шаги по повышению эффективности и конкурентоспособности Мурманского транспортного узла. Реконструкция морского торгового порта Мурманск и дноуглубительные работы в Кольском заливе позволили принимать суда водоизмещением более 350 000 человек. Следует отметить, что ни в каких других портах европейской части России таких возможностей нет. Запущены новые перевалочные комплексы и нефтеналивные терминалы, которые значительно увеличили объем грузооборота в портах региона, а также объемы перевалки и отгрузки сырой нефти на экспорт.
Продолжающаяся реконструкция портовых терминалов и строительство морских нефтеперевалочных комплексов создают хорошие условия для развития Мурманска не только в традиционном направлении, но и для его постепенного превращения в основной порт по перевалке нефти в России и на Севере Европы, включая нефть, добываемую на шельфовых месторождениях Арктики.
Осенью 2005 года АО «Арктикшельфнефтегаз» приступило к строительству нефтеперевалочного комплекса «Лавна» на западном побережье Кольского залива, который войдет в состав Мурманска. Минтранс РФ утвердил генеральную схему его развития, ожидается, что капитальные вложения в порт Мурманск к 2015 году составят около 2,5 млрд долларов США (сухие и 40 млн тонн грузов наливных).
Одна из проблем экспорта углеводородов из порта Мурманск заключается в том, что в настоящее время трубопровода до Мурманска нет, а экспортные товары доставляются по железной дороге, пропускная способность которой очень ограничена. Следует отметить, что в теории идея строительства нефтепровода, соединяющего Кольский полуостров и Западную Сибирь, не утратила своей перспективной сути.
Напомним, что в конце 2002 года нефтяные компании ЮКОС, Лукойл, Сибнефть, ТНК и Сургутнефтегаз подписали протокол о намерениях по созданию трубопроводной системы для транспортировки нефти через морской нефтяной терминал в Мурманской области. В соответствии с этим меморандумом в 2003 году межведомственная комиссия по размещению производительных сил в Мурманской области рассмотрела и поддержала заявки нефтяных компаний на инвестиции в строительство Мурманской трубопроводной системы.
По предварительным оценкам, создание Мурманской трубопроводной системы может принести федеральному бюджету 1,4 млрд долларов, бюджетам регионов - до 2,6 млрд долларов, в том числе бюджету Мурманской области - около 700 млн долларов, а дополнительные инвестиции позволяют в общей сложности от 2 до 6 тыс. рабочих мест. Однако непрекращающиеся расследования в отношении Михаила Ходорковского и последовавшие за этим известные события заморозили реализацию этого проекта.
Транспортный потенциал и перспективные проекты развития транспорта Мурманской области представлены в табл. 3.
Разработка месторождений углеводородов на арктическом шельфе России затруднена из-за суровых климатических условий. Производство осуществляется в районах, характеризующихся низкими температурами, ураганными ветрами и быстрыми морозами. В некоторых районах шельфа, где предполагается добыча газа, лед длиной 1,5 метра плавает более 200 дней в году. Эти обстоятельства значительно удорожают проекты разработки углеводородов на арктическом шельфе.
Таблица 1.3 – Перспективы развития транспортного потенциала Мурманской области
Название проекта Планируемая деятельность
1. Развитие морского транспорта — реконструкция угольного терминала ММТП 9,6 млн.т.;
— строительство угольного терминала 20 млн. т на западном берегу Кольского залива;
— строительство контейнерного терминала 1 млн. TEU на Восточном берегу Кольского залива;
— строительство нефтяного терминала на 35 млн. т на западном берегу Кольского залива;
— развитие акватории для судов DW = 350 тыс. т;
— развитие портового флота;
— строительство экологического бункеровочного комплекса
2. Развитие логистической и складской инфраструктуры — строительство дистрибуционно-логистического комплекса;
— строительство логистического центра
3. Развитие железнодорожного транспорта — строительство новой ж/д ветки «Выходной-Лавна» 28 км;
— строительство новых ж/д станций и парков 10 шт;
— реконструкция путевого развития 4 станций;
— реконструкция подходов (от ст. Волховстрой)
4. Развитие автомобильного транспорта — развитие улично-дорожной сети г. Мурманска;
— реконструкция автодороги «Кола»
5. Развитие авиационного транспорта — реконструкция аэропорта «Мурманск»
Разработка месторождений природного газа на Североморской платформе, которая находится на значительном удалении от побережья в уникальных и сложных условиях, требует привлечения огромных средств и новых технологических решений: строительство производственных объектов, прокладка газопроводов по морскому дну, строительство береговой инфраструктуры, включая перерабатывающие заводы и заводы по сжижению газа. Очень важным фактором при разработке морских месторождений является необходимость учитывать строгие экологические нормы. В связи с этим промышленный потенциал Мурманска имеет особое значение.


1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Мурманского месторождения.
Размеры структуры по замкнутым изогипсам –2100 м и –2900 м составляют 19 × 12 км и 16,5 × 10,5 км, амплитуды 110 и 125 м соответственно. Блоковое строение складки определяют три протяженных прерывистых разлома сбросового характера. Амплитуда смещения переменная на поверхности и в разрезе и составляет от 20 до 50 м. Кроме того, структурные планы всех горизонтов осложнены большим количеством разломов и относительно кратковременных аномалий на сейсмической записи, вероятно, связанных с литологическими замещениями, положение которых в плане и разрезе часто совпадает. Месторождения Мурманского месторождения относятся к категории коллекторов дугообразной формы, литологически экранированных на участках замещения проницаемых пород (песчаников) непроницаемыми (глины). Эти многочисленные латеральные контакты в терригенных отложениях триаса достоверно не прослеживаются по результатам сейсморазведки. Газоводяные контакты ни в одной из скважин не открывались и принимались условно: по нижним скважинам или по забою нижнего пласта в интервалах бурения. Из 21 месторождения было открыто только месторождение I4 с четырьмя скважинами, поле III5 с тремя скважинами, восемь полей с двумя скважинами и 11 месторождений с одной скважиной. На рис. геологический профиль по линии скважин 24 - 22 - 26. Оценочные площади газоносности по 21 месторождению различаются почти на порядок: от 24,9 млн до 183,8 млн кв. Газообразные площади четырех продуктивных горизонтов колеблются от 161,4 млн до 746,3 млн кв. м, что в сумме составляет 1 724,4 млн кв. Запасы шести месторождений полностью оценены по категории С1; Расчетная площадь запасов категории С1 по остальным 15 месторождениям колеблется от 14,7 до 58,7 % от их общей газовой поверхности.
По литологической ключевости продуктивных отложений определяются газонасыщенные пласты. Фактически тип кеинга может быть проведен только для пласта И4, а в остальных случаях условная кеинговая линия проводится в средней точке интервала между соседними скважинами. Средневзвешенные значения газонасыщенных эффективных ширин для 21 залежи месторождения колеблются от 0,6 до 5,8 м при среднем значении 2,5 м и сумме 47,0 м. Усреднение значений ширины по четырем продуктивным горизонтам осуществляется в следующем ряду сверху вниз. дно по сечению: 3,2 - 0,8 - 2,1 - 2,2 м3. Объемные итоги по четырем продуктивным горизонтам образуют ряд сверху вниз по тренду: 2376,0 млн - 130,8 млн - 1236,5 млн - 573,8 млн м3. Объем продуктивных отложений месторождения с запасами категории С1 составляет 52,3%. Положение границ участков залежи с запасами категории С1 определялось по результатам ГИС и по условной линии литологического замещения, а для запасов категории С2 по нижней отметке определяемой продуктивности скважин. . 23 и вдоль проведенной им линии соприкосновения. Запасы газа Мурманского месторождения на 1 августа 1994 г. оцениваются ниже по старой классификации: общие запасы - 120,7 млрд м3, из них 59,1 млрд м3 по категориям А+В+С1, 61 млрд м3 по категории С2, 6 млрд м3 . Газ всех продуктивных горизонтов однотипный и классифицируется как сухой, метаносодержащий, малоазотистый, малоуглеродистый, малогелиевый, безсернистый. Содержание метана 96-97%.