Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, РАЗНОЕ

Анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок ПЗП на Окуневском месторождении

irina_k200 1525 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 61 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 17.09.2020
Пояснительная записка 60 с., 8 рис., 16 табл., 25 источников. Объектом выпускной квалификационной работы является добывающий фонд скважин Окуневского месторождения АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова. Цель работы – повышение производительности добывающего фонда скважин Окуневского месторождения АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова за счет проведения соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта. В геологическом разделе приведены общие сведения об Окуневском месторождении: геолого-физическая характеристика продуктивных пластов, запасы нефти, физико-химические свойства пластовых флюидов, осложняющие факторы разработки. В технологической части выпускной квалификационной работы даны анализ текущего состояния разработки месторождения, анализ эффективности применяемых геолого-технических мероприятий, подбор скважин-кандидатов для проведения соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта, определение технологического эффекта. В экономическом разделе определен эффект от реализации предложенных мероприятий.
Введение

На балансе компании АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова находятся в основном небольшие месторождения, разработка которых осложняется рядом факторов: высоковязкая нефть, выработанные запасы, неоднородность коллекторов, стойкие водонефтяные эмульсии. Окуневское месторождение, не является исключением: нефтенасыщенные коллекторы характеризуются невыдержанностью толщин и геолого-физических свойств по площади и разрезу, нефть тяжёлая, парафинистая. В связи со снижением эффективности бурения новых скважин, низкими фильтрационно-емкостными свойствами карбонатных коллекторов верейского и каширского горизонтов для повышения разработки месторождения требуется внедрение современных методов интенсификации добычи нефти. Одним из наиболее эффективных и опробованных методов увеличения производительности скважин является кислотное воздействие на призабойную зону пласта. Кислотные обработки проводятся с целью решения следующих задач: - снижение скин-фактора посредством удаления минеральных и органических отложений из ПЗП; - повышение гидропроводности низкопроницаемых участков пласта; - выравнивание профиля притока добывающих скважин. Однако зачастую обычные кислотные обработки не приводят к эффективному решению указанных выше задач. Связано это в большей степени с тем, что при закачке кислоты в пласт она предпочтительно движется по путям наименьшего сопротивления, оставляя необработанными низкопроницаемые участки, что в итоге приводит к неравномерности обработки пласта как по площади, так и по глубине. Эффективным решением задач по равномерному повышению гидропроводности низкопроницаемых участков призабойной зоны пласта является проведение так называемых большеобъемных соляно-кислотных обработок (БСКО). Научно-практическую ценность приобретают исследования механизма отклонения кислоты от трещиноватых, как правило, водонасыщенных интервалов в менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки. Последние научные изыскания ведущих нефтяных компаний показывают перспективность использования при БСКО отклоняющих систем на основе вязкоупругих растворов полимеров и поверхностно-активных веществ (ПАВ). В основе действия таких составов лежит способность ПАВ образовывать длинные цилиндрические мицеллы в присутствии продуктов реакции соляной кислоты с карбонатной породой, в результате чего раствор приобретает вязкоупругие свойства. После обработки отклоняющий гель разрушается при контакте с углеводородами (УВ) В выпускной квалификационной работе предложена к внедрению БСКО в малодебитных добывающих скважин Окуневского месторождения. Цель работы – Повышение производительности добывающего фонда скважин Окуневского месторождения АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова за счет проведения соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта. Задачи выпускной квалификационной работы: -анализ текущего состояния разработки месторождения; -оценка технологической эффективности проводимых геолого-технических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти; - определение критериев для успешного проведения соляно-кислотных обработок; - выполнения технико-экономического обоснования предлагаемых мероприятий.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ 2 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 4 1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения 4 1.2 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 10 1.3 Осложняющие факторы горно-геологических условий данного месторождения на существующей стадии разработки 14 Выводы по геологическому разделу 15 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 16 2.1 Характеристика текущего состояния разработки нефтяного месторождения 16 2.2 Анализ эффективности ГТМ, реализованных на Окуневском месторождении 20 2.3 Обоснование применения СКО с целью повышения интенсификации добычи углеводородов 26 2.4 Технология большеобъемной солянокислотной обработки 33 2.5 Выбор скважины-кандидата 36 2.6 Проектирование технологии проведения БСКО 39 2.7 Разработка мероприятий по охране труда и окружающей среды в процессе реализации проектных решений 44 Выводы по технологическому разделу 50 3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 51 3.1 Обоснование экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения 51 3.2 Расчет экономических показателей проекта 52 3.3 Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с утвержденным вариантом 55 Выводы по экономическому разделу 55 Заключение 57 Список использованных источников 58
Список литературы

1. Акимкин А.В., Вахрушев С.А., Галлямов И.М. Большеобъемные солянокислотные обработки с применением гибкой НКТ на Югомашевском нефтяном месторождении// Нефтяное хозяйство. - 2012 . - 4. –С.45-49. 2. Алимханов Р. Т., Родионов А.В., Астафьев Д.А., Мальшаков Е.Н. Проведение большеобъемных ГРП на объектах большой толщины месторождений, находящихся на четвертой стадии разработки (на примере объекта БВ8 Повховского месторождения)// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. -№10. – С.35-38. 3. Булгакова Г.Т., Харисов Р.Я., Шарифуллин А.Р. , Пестриков А.В. Симулятор для моделирования и оптимального проектирования большеобъемных селективных кислотных обработок карбонатных коллекторов //Научно-технический вестник ОАО НК Роснефть. – 2010. -№ 2. –С.51-55. 4. Валекжанина Т.В. Опыт использования кислотной композиции серии Ипроден КК в качестве альтернативы солянокислотным обработкам скважин// Инженерная практика. – 2019. -№1. –С.37-40. 5. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: Изд. В 5-ти томах. – Т.4. Кислотная обработка скважин. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – 703 с. 6. Глущенко В.Н. Солянокислый состав с использованием лигносульфонатов технических для обработки призабойной зоны// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. -№ 9. –С.56-61. 7. Дудников Ю.В., Ямалетдинова К.Ш. Аналитический обзор и анализ результатов соляно-кислотного воздействия в скважинах с неоднородными карбонатными коллекторами// Нефтепромысловое дело.- 2019.-№ 6. –С.73-77. 8. Задорожный Е.В., Литвин В.В., Хазов С.И. Исследование эффективности применения большеобъемных оторочек полимерного раствора в зависимости от выработки запасов нефти двухпластовой системы коллекторов //Нефтепромысловое дело. – 2012. -№ 11. –С.27-32. 9. Зельцер П.С. Повышение эффективности соляно-кислотных обработок на Тэдинском месторождении// Интервал.- 2007.-№8. –С.32-36. 10. Казымов Ш.П. Целесообразность обработки ПЗП соляной кислотой с применением биологического реагента Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2010. -№ 5. –С.41-45. 11. Кореняко А.В. Исследования кислотных составов ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», предназначенных для интенсификации добычи нефти// ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело. – 2014. № 9. С. 24-31. 12. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва – Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004. 720с. 13. Ле Вьет Хай, Велиев М.М. Повышение продуктивности добывающих скважин на основе некислотных компонентов с образованием кислотного состава на забое скважин // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. –2015. – Вып. 4 (102). – С. 52-59. 14. Никитин Б.А., Басниев К.С. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ "Газпром", 2007. - 30 с. 15. Силин М.А., Магадова Л.А., Цыганков В.А., Мухин М.М. Кислотная композиция для увеличения продуктивности скважин низкопроницаемых терригенных коллекторов с высоким содержанием карбонатов // Технологии нефти и газа. –2010. – №1. – С. 41. 16. Савельев В.А.. Комплексное решение проблемы освоения ресурсов нефти на стадии высокой степени изученности недр// дис. ... док. геол.-мин. наук. Уфа, 2006. – 347 с. 17. Селимов Ф.А. Анализ применения соляно-кислотных обработок с ЗСК на объектах ООО "ЛУКОЙЛ-Пермьнефть"//Интервал. – 2003. -№2. –С.68-70. 18. Технологический режим работы добывающих скважин Окуневского месторождения. Декабрь, 2019г. 19. Технологическая схема разработки Окуневского месторождения. Ижевск, 2018 г. 20. Харламов К.Н., Андреев О.В., Киселев К.В. Изучение химизма взаимодействия кислотных растворов с горной породой низкопродуктивных залежей нефти // Известия вузов. Нефть и газ. – 2005. – №1. – С. 19-24. 21. Харисов, Р.Я. Комплексный подход к выбору оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов и др. // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 78-82. 22. Хромых Л.Н., Литвин А.Т., Никитин А.В. Обзор существующих поверхностноактивных веществ для интенсификации добычи нефти. Ашировские чтения. 2016. Т. 2. № 1-1 (8). С. 30-35. 23. Фирсов В.В., Кузнецов М.А., Попов А.Ю., Сагитов Д.К. Выявление критериев успешного применения соляно-кислотных обработок по пластам окского надгоризонта Сорочинско-Никольского месторождения// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2011.-№ 2. – С.50-55. 24. Федеральный закон "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ 25. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" N 28222 от 19.04.2013 г.
Отрывок из работы

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения Окуневский участок недр, куда входят Окуневское месторождение и Восточно-Дубровинское поднятие Орешниковского месторождения, находится на территории Сарапульского района Удмуртской Республики, в 70 км юго-восточнее г. Ижевска. В непосредственной близости от участка находятся разрабатываемые Дубровинское, Окуневское, Западно-Ежовское, Западно-Ельниковское нефтяные месторождения и Орешниковское поднятие (район скв. 1479) Орешниковского месторождения. [6] В тектоническом отношении Окуневское месторождение находится в области сочленения южной части Верхнекамской впадины и северо-западной части Бирской седловины. Верхнекамская впадина представляет собой обширную гетерогенную структуру, перекрывающую в районе работ Камско-Бельский (Калтасинский) авлакоген, который заполнен мощной песчаной толщей отложений прикамского возраста. Все поднятия имеют тектоно-седиментационное происхождение, характеризуются соответствием структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, приобретая с глубиной более резкие черты. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнее-франско-фаменского возраста. Начиная с малевско-упинского времени происходит облекание рифовых тел осадочными породами. [5] Осадочный чехол месторождения вскрыт до глубины 1510 м и представлен палеозойскими и четвертичными отложениями. Палеозойская группа представлена отложениями каменноугольного и пермского возрастов. Толща отложений визейского яруса подразделяется на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную части. Терригенные отложения представлены породами косьвинского, радаевского, бобриковского горизонтов кожимского надгоризонта и терригенными породами тульского горизонта окского надгоризонта. Общая толщина отложений составляет 64-98 м. Московский ярус представлен отложениями верейского и каширского горизонтов. Толщина отложений изменяется от 229 до 243 м. Залежи пластов К4 каширского горизонта и В-0 и В-II верейского горизонта и частично пластов С-II`, С-II, С-III визейского яруса, контролируются Западным поднятием. Всего на Окуневском месторождении в отложениях среднего и нижнего карбона выявлено 10 залежей нефти в 10 продуктивных пластах. По причине низких фильтрационно-емкостных характеристик и литологической неоднородности, выработка запасов карбонатных коллекторов осуществляется наименьшими темпами. В данной работе предлагается рассмотреть возможные пути повышения эффективности разработки залежей верейского и каширского горизонтов. В таблице 1 приведены основные геолого-физические параметры объектов разработки. Залежь пласта К4 каширского горизонта Залежь нефти пласта К4 выявлена по данным бурения и опробования в от¬крытом стволе разведочной скважины. Размеры залежи – 2,5 х 1,0-1,4 км, высота – 8,1 м. Пласт К4 состоит из двух-пяти проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,5 до 1,5 м; эффективная толщина пласта изменяется от 2,8 до 3,8 м. Промышленная нефтеносность пласта установлена на стадии разведки по данным ГИС, керна и подтверждена результатами испытания в эксплуатационной колонне. Таблица 1 Геолого-физическая характеристика карбонатных коллекторов № п/п Параметры Размерность Продуктивные пласты К4 B-0 B-II Каширско-верейские продуктивные пласты 1 Средняя глубина залегания кровли,м м 1243 1274 1285 1285 2 Абсолютная отметка ВНК м - 853,1 -881,8 -893,2 -893,2 3 Абсолютная отметка ГНК м - - - - 4 Абсолютная отметка ГВК м - - - - 5 Тип залежи пластово-сводовый пластово-сводовый литол.огр. пластово-сводовый литол.огр. пластово-сводовый литол.огр 6 Тип коллектора карбонатный карбонатный карбонатный карбонатный 7 Площадь нефте/газоносности тыс.м2 2493 2201 2270 2493 8 Средняя общая толщина м 5,6 3,0 3,5 12,1 9 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 2,2 0,8 1,2 4,2 10 Средняя эффективная газонасыщенная толщина м - - - - 11 Средняя эффективная водонасыщенная толщина м - - - - 12 Коэффициент пористости доли ед. 0,17 0,20 0,16 0,18 13 Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ доли ед. - - - - 14 Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ доли ед. - - - - 15 Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,53 0,69 0,55 0,59 16 Коэффициент газонасыщенности пласта доли ед. - - - - 17 Проницаемость 10-3 мкм2 23 43*** 122*** 63 18 Коэффициент песчанистости доли ед. 0,5 0,37 0,23 0,37 19 Расчлененность ед. 2,5 2 1 5,5 20 Начальная пластовая температура оС 22,4 24 24 23 21 Начальное пластовое давление МПа 11,05 11,1 11,65 11,3 22 Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с 17,2 15,8 16,1 16,4 23 Плотность нефти в пластовых условиях г/см3 0,876 0,881 0,875 0,877 24 Плотность нефти в поверхностных условиях г/см3 0,884 0,885 0,879 0,883 25 Объемный коэффициент нефти доли ед. 1,025 1,016 1,016 1,019 26 Содержание серы в нефти % 2,21 1,87 2,27 2,12 27 Содержание парафина в нефти % 3,0 4,1 4,15 3,75 28 Давление насыщения нефти газом МПа 2,6 3,35 4,99 3,65 29 Газосодержание м3/т 9,9 7,2 8,2 8,4 30 Давление начала конденсации МПа - - - - 31 Плотность конденсата в стандартных условиях г/см3 - - - - Водонефтяной контакт залежи принят условно (УПУ) на абсолютной отметке -853,1 м на середине расстояния между подошвой нефтенасыщенного по ГИС и испытанию пласта и кровлей водонасыщенного пласта. Подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметке -849,4. Кровля водонасыщенного пласта вскрыта на отметке -856,7 м. Из интервалов с абсолютными отметками -844,8-846,2 м, -847,1-848,3 м, -848,6-849,5 м получен приток безводной нефти дебитом 7,31 м3/сут, при Нд=546,75 м. В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта К4 составляет 2.9 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,2 м.[7]. По данным керна вскрытый разрез каширских отложений имеет сложное литологическое строение и представлен разнообразными карбонатными породами: доломитовыми и известняковыми алевролитами, пелитоморфными доломитами и известняками, известняковыми алевропесчаниками, раковинно-известняковыми песчаниками (РИП). Залежь пласта В-0 верейского горизонта Залежь пластового-сводового, литологически-ограниченного типа, вскрыта двумя скважинами. Размеры залежи – 2,3 х 1,0-1,3 км, высота – 8,1 м. Пласт состоит из одного-трех проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,5 до 0,8 м; эффективная толщина пласта изменяется от 0,8 до 1,6 м. Промышленная нефтеносность пласта установлена на стадии разведки по данным ГИС, керна и подтверждена результатами испытания в эксплуатационной колонне. Водонефтяной контакт залежи принят условно (УПУ) на абсолютной отметке -881,8 м – по подошве нефтенасыщенного по ГИС и испытанию пласта [7]. В скважине из интервала с абсолютными отметками -873,7-875,8 м получен приток безводной нефти дебитом 5,4 м3/сут, при Нд=578 м. В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 до 1,6 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 0,8 м . Залежь пласта В-II верейского горизонта Залежь пластового-сводового, литологически-ограниченного типа, вскрыта одной скважиной. Размеры залежи – 2,5 х 0,7-1,4 км, высота – 8,2 м. Пласт состоит из двух проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,8 до 0,9 м; эффективная толщина пласта составлят 1,7 м. Промышленная нефтеносность пласта установлена на стадии разведки по данным ГИС, керна и подтверждена результатами испытания в эксплуатационной колонне. Водонефтяной контакт залежи принят условно (УПУ) на абсолютной отметке -893,2 м – на середине расстояния между подошвой нефтенасыщенного по ГИС и испытанию пласта и кровлей водонасыщенного по ГИС пласта. Подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметке -888,0. Кровля водонасыщенного пласта вскрыта на отметке -898,3 м. Из интервала с абсолютными отметками -885,8-888,1 м получен приток безводной нефти дебитом 6,35 м3/сут, при Нд=506,3 м. В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1,7 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 1,2 м [7]. По данным керна вскрытый разрез верейских отложений представлен карбонатными и карбонатно-терригенными породами: раковинно-известняковыми песчаниками (РИП), известняками алевропесчанистыми, алевропесчаниками кварцево-карбонатными, известняками сильно глинистыми, аргиллитом известковистым, ракушечниками и брекчией известковистой. Гидрогеологические условия В гидрогеологическом отношении Окуневское месторождение расположено в пределах южной части Камско-Вятского артезианского бассейна. Слабоводоносная локально водоносная каширско-ассельская карбонатная серия (C2ks-P1a) объединяет водоносные отложения ассельского яруса нижней перми, гжельского и касимовского ярусов верхнего карбона, мячковского, подольского и каширского горизонтов московского яруса среднего карбона и распространена повсеместно. Мощность серии 400-420 м. Водовмещающими породами являются органогенные и органогенно-обломочные известняки и доломиты, водоупорными - плотные глинистые, участками окремнелые карбонатные отложения, в верхней части серии загипсованные. Верхним водоупором серии является пермский региональный водоупор, нижний водоупор - карбонатно-терригенные отложения верея. Воды трещинно-карстово-пластовые, высоконапорные. Водообильность отложений неравномерна. Воды преимущественно хлоридные натриевые, минерализация более 200 мг/дм3, плотность 1,14 - 1,18 г/см3, содержание брома составляет 409-710 мг/дм3, аммония 182 мг/дм3. Несмотря на промышленные концентрации брома и йода практического значения для йодо-бромной промышленности серия не имеет, так как содержит в значительных количествах сероводород. Воды являются ценным сырьем для бальнеологических целей. Водоупорная локально слабоводоносная верейская карбонатно-терригенная свита (C2vr) имеет повсеместное распространение. Мощность свиты 44-50 м. Верхним водоупором является залегающая в кровле свиты пачка аргиллитов и глинистых известняков (региональный водонефтеупор), нижним - залегающая в основании пачка плотных аргиллитов. Водовмещающими породами являются пористые кавернозно-трещиноватые известняки, реже доломиты. Водообильность свиты незначительна. По составу воды хлоридные натриевые, минерализация 271-276 г/дм3, плотность 1.17-1.18 г/см3. Воды содержат йод, бром, аммоний и могут использоваться в бальнеологических целях. 1.2 Физико-химические свойства нефти, газа, воды Физико-химические свойства нефти и газа каширских и верейских пластов в таблицах 2-5. Пластовая нефть каширо-верейских залежей имеет следующие осредненные параметры: плотность нефти в пластовых условиях – 0,877 г/см3; в стандартных условиях – 0,8883 г/см3; динамическая вязкость – 16,4 мПа?с; объемный коэффициент – 1,019; газосодержание – 8,4 м3/т. Нефть каширо-верейских отложений битуминозная в стандартных условиях, вязкая, смолистая. Таблица 2 Свойства нефти пласта К4 Наименование параметра Численные значения диапазон значений принятые значения Пластовая нефть Пластовое давление, МПа 10,30-10,40 10,35 Пластовая температура, °С 20,0-26,0 23,0 Давление насыщения, МПа 3,64-5,00 4,32 Газосодержание, м3 /т 15,52-21,88 18,70 Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= МПа; t1=...°С Р2= МПа; t2=...°С Р3= МПа; t3=...°С Р4= МПа; t4=...°С Объемный коэффициент (ст.разг.), д.ед 1,050 Плотность в условиях пласта, кг/м3 864,5-866,6 865,5 Вязкость в условиях пласта, мПа·с 11,00-12,13 11,56 Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 6,38-8,13 7,25 Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 1,593-1,639 1,625 Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 876,3-895,8 882 Поверхностная нефть Плотность при 20°С, кг/м3 876,3-895,8 886,4 Вязкость при 20°С, мПа.с 20,87-35,75 26,99 Массовое содержание, % Серы 1,95-2,65 2,31 смол силикагелевых 17,95-24,56 22,29 асфальтенов 5,70-8,23 6,71 парафинов 3,06-4,74 3,55 воды механических примесей ? Таблица 3 Свойства нефти пласта В-0 Наименование параметра Численные значения диапазон значений принятые значения Пластовая нефть Пластовое давление, МПа 10,40 10,40 Пластовая температура, °С 23,0 23,0 Давление насыщения, МПа 3,17-3,48 3,38 Газосодержание, м3 /т 9,52-10,53 10,09 Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= МПа; t1=...°С Р2= МПа; t2=...°С Р3= МПа; t3=...°С Р4= МПа; t4=...°С Объемный коэффициент (ст.разг.), д.ед 1,029 Плотность в условиях пласта, кг/м3 881,0-882,6 881,6 Вязкость в условиях пласта, мПа·с 27,8-28,1 27,93 Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 5,89-5,93 5,92 Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 1,821-1,854 1,842 Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 890,6-891-7 891,0 Поверхностная нефть Плотность при 20°C , кг/м3 877,2-888,8 883,0 Вязкость при 20°С, мПа.с 20,04-40,91 30,41 Массовое содержание, % серы 2,28-2,89 2,59 смол силикагелевых 17,68-18,78 18,23 асфальтенов 5,73-6,73 6,23 парафинов 2,86-3,54 3,20 воды механических примесей Таблица 4 Свойства нефти пласта В-II Наименование параметра Численные значения диапазон значений принятые значения Пластовая нефть Пластовое давление, МПа 8,00-10,40 10,01 Пластовая температура, °С 18,0-23,0 20,9 Давление насыщения, МПа 2,92-4,40 3,47 Газосодержание, м3 /т 8,78-18,45 12,21 Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= МПа; t1=...°С Р2= МПа; t2=...°С Р3= МПа; t3=...°С Р4= МПа; t4=...°С Объемный коэффициент (ст.разг.), д.ед 1,033 Плотность в условиях пласта, кг/м3 860,4-881,0 871,4 Вязкость в условиях пласта, мПа·с 13,90-25,00 18,41 Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 5,91-7,39 6,23 Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 1,491-1,744 1,638 Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 876,4-891,7 884,4 Поверхностная нефть Плотность при 20°C , кг/м3 876,4-891,7 884,4 Вязкость при 20°С, мПа.с 20,59-34,38 26,55 Массовое содержание, % серы 1,01-2,63 2,32 смол силикагелевых 16,68-28,44 20,06 асфальтенов 4,80-8,46 5,80 парафинов 1,82-6,20 3,88 воды механических примесей ? Таблица 5 Компонентный состав нефтяного газа Наименование параметра Пласт К4 пласт В-0 пласт В-II при однократном разгазировании пластовой нефти при однократном разгазировании пластовой нефти при однократном разгазировании пластовой нефти выделившийся газ нефть выделившийся газ нефть выделившийся газ нефть Молярная концентрация компонентов, % - сероводород - двуокись углерода 1,40 1,52 0,46 - азот+редкие 29,61 14,90 26,77 в т.ч. гелий 0,022 0,010 0,014 - метан 7,88 5,48 8,77 - этан 15,86 15,72 16,37 - пропан 25,46 32,59 26,92 - изобутан 4,91 6,82 5,03 - норм, бутан 8,59 13,16 9,28 - изопентан 2,83 4,28 3,01 - норм. пентан 2,12 3,09 2,06 - гексаны - гептаны - октаны 0,35 - остаток С9+ 0,99 1,92 1,02 Молекулярная масса Плотность - газа, кг/м3 1,625 1,842 1,638 - газа относительная (по воздуху), доли ед. 1,349 1,529 1,359 - нефти, кг/м3 886,4 884,4 Верейский карбонатно-терригенный водоносный комплекс Котовского месторождения представлен переслаиванием глинистых и карбонатных пород. Водоносными в разрезе комплекса являются пористые известняки пластов В-0, В-I, В- II, В-Ш. Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,6 до 3,0 м. По данным исследования пластовые воды верейского горизонта по химическому составу являются рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией 232, 15 - 238,38 г/л плотностью 1163-1166 кг/м3. Каширско-подольский карбонатный водоносный комплекс Котовского месторождения состоит из нескольких водоносных пластов, представленных пористыми кавернозными известняками и доломитами. Полученные при испытании пластовые воды представляют рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией 220,0 – 253,1 г/л плотностью 1153-1177 кг/м3. Пластовые воды данного месторождения представляют собой рассолы xлоркальциевого типа (по В. А. Сулину) с минерализацией 237,5–240,0 мг/дм3 плотностью 1,177 г/см3 и имеют высокую степень метаморфизации rNa/rCl=0,75 0,76. Насыщение пластовых вод сульфатом кальция ниже предельного. В микрокомпонентный состав пластовых вод нефтеводоносного комплекса месторождения входит в промышленных концентрациях бром (>250 мг/дм3). 1.3 Осложняющие факторы горно-геологических условий данного месторождения на существующей стадии разработки Нефтеносные пласты Окуневского месторождения характеризуются невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу. На текущий момент на Окуневском месторождении в большей степени выработаны запасы нефти из коллекторов визейского яруса, разработка верейско-каширского объекта производится меньшими темпами отбора нефти. Выработка запасов верейско-каширского объекта осложняется рядом геолого-физических параметров пласта. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют всего 0,8-2,2 м. Неоднородность распространения свойств коллектора приводит к неравномерной выработке пласта в ухудшенных зонах. Нефть Окуневского месторождения тяжёлая, ее плотность в среднем составляет 879 кг/м3 , парафинистая (3,75%). В процессе добычи нефти происходят значительные изменения температурных и барических режимов, сопровождающиеся парафиновыми отложениями как в ПЗП, так и на поверхности ГНО. В результате образования АСПО в призабойной зоне происходит значительное ухудшение фильтрационных характеристик пласт. Выводы по геологическому разделу Окуневское нефтяное месторождение открыто в 1996 г., в пробной эксплуатации с 1999 г. В промышленной разработке с 2008 г находятся каширо-верейский и визейский объекты. Разработка месторождения осуществляется АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова. Выработка запасов верейско-каширского объекта осложняется рядом геолого-физических параметров пласта. Небольшие нефтенасыщенные толщины пласта являются причиной невысоких дебитов, а особенности состава добываемой нефти ведет к выпадению парафина и смол ведет в ПЗП и повышению скин-фактора. 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Характеристика текущего состояния разработки нефтяного месторождения Окуневское нефтяное месторождение открыто в 1996 г., в пробной эксплуатации с 1999 г., в промышленной разработке с 2008 г находятся каширо-верейский и визейский объекты. Месторождение разбурено по нерегулярной сетке с расстоянием между скважинами 250-600 м, бурение выполнено в проектных объемах. Показатели разработки Окуневского месторождения представлены на рисунке 1. [19] Рис.1. Динамика годовой добычи жидкости, закачки и КИН В течение 2019 года осуществлялась эксплуатация 24-х добывающих скважин. Среднегодовой дебит жидкости составил 143 т/сут при обводненности продукции 92,4 %, дебит нефти составил 12,6 т/сут. На Государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ числятся 4905,0 тыс.т начальных геологических и 1869,3 тыс.т начальных извлекаемых запасов нефти. Распределение запасов нефти по объектам разработки приведены в таблице 6. Таблица 6 Текущие параметры выработки запасов Окуневского месторождения Продуктивные пласты Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т Текущие запасы нефти, тыс.т НГЗ НИЗ КИН ТГЗ ТИЗ КИН Каширо-верейский 1450,0 504,6 0,348 1348,0 402,6 0,299 Визейский 3455,0 1364,7 0,395 2964,0 873,7 0,295 Всего по месторождению 4905,0 1869,3 0,381 4312,0 1276,3 0,296 На 2020 г. накопленная добыча нефти по месторождению составила 593 тыс.т или 32 % от утвержденных НИЗ, обводненность продукции – 92,4 %, текущий КИН – 0,296 при утвержденном – 0,381. Жидкости извлечено на поверхность 4370,8 тыс.т. Основной объем добычи нефти обеспечивает визейский объект – 67,2 % от суммарной добычи по Окуневскому месторождению, каширо-верейский значительно ниже - 32,8 %. Наибольший годовой уровень добычи нефти по месторождению был зафиксирован в 2017 г. при опережающих темпах бурения скважин визейского объекта и внедрении оборудования для ОРД каширо-верейского и визейского объектов в большем количестве скважин. По состоянию на 2020 г. пробуренный фонд составляет 29 добывающих скважин: 24 действующие, из них пять с оборудованием для ОРД визейского и с каширо-верейского объектов, а так же четыре в консервации по причине высокой обводненности, одна ликвидированная. Средний текущий дебит нефти по скважинам составляет 12,6 т/сут (0,5–43,5 т/сут), жидкости – 143,0 т/сут (2,8–858,0 т/сут) при обводненности продукции – 92,4 % (2,3–97,0 %). [19] Распределение скважин добывающего фонда Окуневского месторождения по дебитам нефти, жидкости и обводненности продукции приведено в таблицах 7-8 и на рисунке 2. Таблица 7 Распределение фонда скважин по дебитам нефти и обводненности Интервал обводненности продукции, % Диапазон дебитов нефти, т/сут Всего 0-5 5-10 10-20 20-35 35-60 >60 кол-во скважин % 0-5 0 0,0 5,1-20 1 1 4,2 20,1-50 2 1 3 12,5 50,1-90 1 5 2 8 33,3 более 90,1 2 3 3 2 1 1 12 50,0 Всего 3 8 8 3 1 1 24 100 % 12,5 33,3 33,3 12,5 4,2 4,2 100 Таблица 8 Распределение фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности продукции Интервал обводненности продукции, % Диапазон дебитов жидкости, т/сут Всего 0-10 10-20 20-50 50-100 100-200 >200 кол-во скважин % 0-5 0 0,0 5,1-20 1 1 4,2 20,1-50 2 1 3 12,5 50,1-90 5 2 1 8 33,3 более 90,1 1 2 9 12 50,0 Всего 0 1 8 3 3 9 24 100 % 0,0 4,2 33,3 12,5 12,5 37,5 100 Рис.2. Распределение фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности Добывные возможности по нефти распределяются следующим образом: -с дебитом до 5 т/сут работает три скважины; -с дебитом входящим в диапазон от 5,1 до 10 т/сут ведет добычу восемь скважин; -в диапазоне дебитов от 10,1 до 20 т/сут эксплуатируются восемь скважин; -в диапазон дебитов от 35,1 до 60 т/сут входит одна скважина; -в диапазон дебитов от 60 т/сут входит одна скважина. Распределение фонда скважин относительно величин дебита жидкости позволяет отметить, что с дебитом до 20 т/сут ведет добычу одна скважина; от 20,1 до 50 т/сут эксплуатируется восемь скважин; от 50,1 до 100 т/сут - три скважины; свыше 100 т/сут имеют дебит 12 скважин. Следует отметить, что 5 скважин работают с дебитом по жидкости свыше 700 т/сут и обводненностью более 90%. С обводненностью продукции, не превышающей 20 %, осуществляет добычу одна скважина. К высокообводненным относятся 20 скважин, характеризующиеся значениями, входящими в диапазон от 50%. Высокодебитные скважины эксплуатируют визейский объект. Для каширо-верейского объекта средний дебит по нефти составляет 4,6 т/сут, по жидкости -12,9 т/сут при обводненности 64%. 2.2 Анализ эффективности ГТМ, реализованных на Окуневском месторождении Рациональная разработка нефтяных месторождений включает применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта, направленных на максимально эффективное и экономически рентабельное извлечение нефти. Под воздействием на призабойную зону пластов предполагается комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины. За период с 201-2019 г.г. на Окуневском месторождении было выполнено 14 геолого-технических мероприятий (ГТМ) на добывающем фонде (в 11 скважинах) и 1 ГТМ на нагнетательных скважинах. Дополнительная добыча нефти за счет ГТМ (без учета переходящего эффекта) составила 18.4 тыс. т за последние пять лет. В таблице 9 приведены сведения по основным видам ГТМ на добывающем фонде и полученной по ним эффективности. Среди применяемых технологий отмечены: технологии обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ), оптимизация ГНО, перфорационные работы, ввод скважин из других категорий. Таблица 9 Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде Из таблицы следует, что приоритет в дополнительной добыче нефти за анализируемый период (9,5 тыс.т) принадлежит мероприятиям по оптимизации работы глубинно-насосного оборудования (4 мероприятия, 29% от общего количества ГТМ). Этот вид ГТМ является наиболее простым и эффективным средством увеличения и поддержания уровня добычи на месторождении. Не менее успешным видом ГТМ является вывод скважин из других категорий, дополнительная добыча нефти в размере 6 тыс.т получена от расконсервации разведочной скажины. На все другие виды ГТМ приходится в сумме 15 % от дополнительной добычи нефти за 5 лет.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg