Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Совершенствовование технологий обработки призабойной зоны нефтедобывающих скважин на примере Арланского месторождения

irina_k200 1300 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 52 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 10.10.2020
Тема работы – «Совершенствовование технологий обработки призабойной зоны нефтедобывающих скважин на примере Арланского месторождения». Квалификационная работа состоит из введения, 3 глав, заключения, содержащего основные результаты и выводы, и приложения. Работа изложена на 68страницах машинописного текста, содержит 12 таблиц, 19 рисунков, список литературы из 29 наименований. Объектом исследования являются карбонатные коллектора Арланского месторождения ООО «Башнефть-Добыча». Проведен анализ разработки Арланского месторождения. Изучены геолого-физические особенности и характер выработки карбонатных коллекторов. Научно и методически обоснована эффективность реализации двухстадийной обработки призабойной зоны высокообводненных добывающих скважин по технологии ПолКО.
Введение

В процессе эксплуатации Арланского месторождения ООО «Башнефть-Добыча» наблюдается интенсивное обводнение продуктивных пластов при неполной выработке запасов нефти. Разрабатываемые карбонатные залежи обладают очень сложным геологическим строением и характеризуются сильно развитой вертикальной трещиноватостью, повышенным значением вязкости нефти и водонапорным режимом. С целью поддержания уровня добычи нефти недропользователь реализует массовое проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти путем снижения забойного давления в скважинах ниже давления насыщения нефти газом, стимуляции скважин проведением в них гидроразрыва пласта (ГРП) или обработок призабойных зон (ОПЗ). Мероприятия по интенсификации добычи нефти сопровождаются дополнительным притоком пластовых вод, в ряде случаев резкое увеличение обводненности ведет к выводу скважины в бездействующий фонд по причине ее нерентабельности. Опыт показывает, что в случае эксплуатации промытого пласта проведение ГТМ по интенсификации добычи нефти ведет к увеличению объемов движения пластовых вод без значительного уведичения дебита по нефти. Это обусловливает необходимость выполнения прогноза динамики обводнения скважины после проведения в ней геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти, а также пересмотра критериев подбора ГТМ. На месторождениях Башкортостана широкое и сравнительно успешное применение получили комбинированные двухстадийные кислотные обработки призабойных зон. Технологический процесс реализации обработки заключается в том, что на первой стадии обработки обеспечивается селективное отключение водонасыщенных интервалов, а на второй – солянокислотное воздействие на нефтенасыщенную поровую матрицу для увеличения проницаемости карбонатного коллектора. За годы применения данного вида ОПЗ промысловые испытания проходили различные водоизолирующие композиции на основе полимеров акрилового ряда (гипан, гивпан, ПВВ), в качестве коагулянтов использовались хлориды кальция и алюминия. Учитывая многолетний опыт разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах в условиях опережающего обводнения продукции скважин по высокопроницаемым зонам неоднородного пласта, а также ухудшения структуры остаточных запасов, особую актуальность приобретает дальнейшее развитие технологии комбинированного полимер-кислотного воздействия на призабойную зону пласта. Цель выполнения работы: совершенствование технологий обработки призабойной зоны пласта в скважинах Арланского месторождения. Задачи работы: 1. Изучить особенности разработки Арланского месторождения, а также источники и характер обводнения скважин в нефтяных залежах с трещинно-поровым типом коллектора. 2. Выполнить анализ современного состояния технологий ОПЗ, применяемых в условиях высокой обводненности продукции. 3. Разработать комплекс геолого-технических мероприятий для повышения эффективности ОПЗ в условиях Арланского месторождения. 4. Определить технологический и экономический эффект от реализации предложенных мероприятий. Объектом исследования являются залежи нефти, свойства флюидов и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Предмет исследования – технологии обработок призабойной зоны пласта. Теоретическая и практическая значимость результатов работ:. Результаты, полученные в работе, могут быть использованы при планировании геолого-технических решений в разработке обводненных трещинно-поровых коллекторов.
Содержание

Введение 6 Глава 1 Геологический раздел 8 1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения 8 1.2 Физико - химические свойства пластовых флюидов 15 1.3 Осложняющие геолого-физические факторы разработки месторождения 17 Выводы по геологическому разделу 19 Глава 2 Технологический раздел 20 2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения 20 2.2 Анализ состояния фонда скважин 22 2.3 Определение эффективности применяемых методов интенсификации добычи нефти 24 2.4 Исследование эффективности применения солянокислотных обработок скважин на поздней стадии разработки месторождений ООО "Башнефть-Добыча" 31 2.5. Применение полимер-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Арланском месторождении 43 2.6 Проектирование технического решения для реализации на Арланском месторождении 49 2.7 Разработка мероприятий по охране труда и окружающей среды в процессе реализации проектных решений 57 Выводы по технологическому объекту 61 Глава 3 Экономический раздел 62 3.1 Определение оптимального варианта разработки с использованием технологии ограничения водопритока с учетом экономической эффективности 62 3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта 63 3.3 Расчет экономических показателей проекта 63 3.4 Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с утвержденным вариантом 66 Выводы по экономическому разделу 67 Заключение 68 Список использованных источников 7
Список литературы

1. Антипин Ю.В. Интенсификация добычи нефти из высокообводненных карбонатных пластов // Нефтяное хозяйство.- 2007. -№5. -С. 96-98. 2. Бейли Б., Крабтри М., Тайри Д. Диагностика и ограничение водопритоков// Нефтегазовое Обозрение. – 2001. - №1. – С.44 – 67. 3. Временная инструкция «Технология полимер-нефтекислотной обработки скважин с использованием полимера РЕАКОМ для интенсификации добычи нефти из обводненного карбонатного пласта» - 2013 г. 18с.. 4. Габдулов Р.Р., Никишов В.И., Сливка П.И. Обобщение опыта выбора потенциальных скважин-кандидатов и технологий для проведения ремонтно-изоляционных работ//Научно-технический вестник ОАО НК Роснефть. -2009. - №4. – С.80-91. 5. Ганеева З.М. Исследование и применение силикатных микрогелевых систем для увеличения нефтеизвлечения // Дис. на соискание учёной степени кандидата технических наук. Бугульма. 2013г. 6. Дополнение к технологической схеме разработки Арланского месторождения. Уфа, 2016 г. 7. Згоба И.М., Шевелев Д.А. Информационные технологии в нефтедобыче - стратегический ресурс ОАО «НК «Роснефть»//Научно- технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2007. - №2. - С. 22-26. 8. Землянский В.В. Методика проектирования применения полимерно-гелевых систем в нагнетательных скважинах с учетом возможных рисков. М.: Наука, 2006. -208 с. 9. Курочкин Б.М., Залевский О.А. Адаптация технологии изоляции водопритоков с применением водонабухающего полимера для условий месторождений Западной Сибири // Бурение и нефть. -2005.-№2.-С. 34-36. 10. Каушанский Д.А. Технология снижения обводненности нефтяных месторождений // Нефтегаз. – 2007. - № 2. - С. 93-94. 11. . Кондрашев А.О. Обоснование технологии регулирования фильтрационных потоков в низкопроницаемых нефтяных коллекторах с использованием гидрофобизированного полимерного состава: дис. канд. техн. наук.- Санкт-Петербург,2014г. – 124с. 12. Кудряшова Д.А. Использование вероятностно-статистических методов для определения источников обводнения скважин-кандидатов для водоизоляционных работ (на примере визейского объекта месторождения Пермского края)// Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2018. -Т.17. - №1. - С.26–36. 13. Мищенко И.Т. – Расчеты при добыче нефти и газа.– М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. – 296 с. 14. Меркулова Л.И., Гинзбург. А.А. Графические методы анализа при добыче нефти. - М.: Недра, 1986г. – 105 с. 15. Отчет НИОКР по теме "Разработка и усовершенствование методов интенсификации притока, водоизоляции эксплуатационных скважин". ООО "Уренгойгазпром", Новый Уренгой, 2009. - 160 с. 16. Пасынков А.Г. Использование программного комплекса при мониторинге разработки месторождений //Нефтяное хозяйство. - 2014. - №2.-С. 52-57. 17. Пат. 2171371 РФ, МКИ Е21 В43/27. Способ кислотной обработки трещиновато-пористых коллекторов с высокой обводненностью /И.М. Назмиев, И.М. Галлямов, Ф.Д. Шайдуллин и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 2001. №21. 18. Поплыгин, В.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – Пермь: Изд-во Перм. нац.исслед. политехн. ун-та, 2013. – 192 с. 19. Санду С.Ф. Практикум по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»: учебное пособие.- Национальный исследовательский Томский Политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. – 92 с. 20. Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах //Нефтепромысловое дело. 2008. № 4. С. 28–34.. 21. Телин А.Г., Изучение механизма применения сшитых полимерных составов // Нефтепромысловое дело. – 2008. - № 4. -С.37-40. 22. Тухтеев Р.М., Антипин Ю.В., Карпов А.А. Область эффективного применения кислотных обработок обводненных скважин на месторождениях западного Башкортостана //Нефтепромысловое дело. -2001. -№1. -С. 28 – 31 23. Уметбаев В.Г., Павлычев В.Н. Проблемы в области технологий РИР// Нефтяное хозяйство. – 2011.- № 11. - С. 32-34. 24. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных пластов. - Москва- Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2008. - 256 с. 25. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности"от 19.04.2013 г. 26. Федоров К.М. Сравнительная эффективность методик диагностики причин Обводнения продукции//Нефть и газ. - №4 – 2009. –С.49 – 58. 27. Хасанов М.М., Антоненко Д.А., Загуренко АГ. Системная работа по повышению нефтеотдачи на месторождениях НК «Роснефть»//Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 3. - С. 26-29. 28. Шахигаметов А.М. Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава:дис. к. т. н.- Санкт-Петербург.2016г. – 103с. 29. Якубов Р.Н. Совершенствование технологии полимер-кислотных обработок скважин для интенсификации добычи нефти из обводненных карбонатных пластов//дисс. к.т.н. -Уфа . 2015г. 111 с.
Отрывок из работы

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения Арланское месторождение расположено на северо-западе Республики Башкортостан. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана. Арланское нефтяное месторождение является самым большим в Республике Башкортостан. [6] Разведочные работы на площади месторождения были начаты в 1947 году на основе структурно - поискового бурения и закончены в 1982 году. Всего пробурено 35 глубоких скважин. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения, в 1955 г., в разработку введено в 1957г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разработку осуществляет ООО “Башнефть-Добыча” в рамках НГДУ "Арланнефть", “Южарланнефть” (Новохазинская площадь) и "Чекмагушнефть" (Юсуповский участок Новохазинской площади). В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р.Кама. По территории месторождения протекают основные реки: Кама, Белая, Березовка, Полуденка, Кунь, Малый Кельтей, Быстрый Танып. Согласно постановлению Совета Министров Башкортостана “ О водоохранных зонах рек, озер, водохранилищ и других водных объектов в Республике Башкортостан, определены водоохранные зоны рек: Кама, Белая - 500 м, Березовка, Полуденка, Малый Кельтей, Кунь и другие - 100 м, остальные реки и ручьи длиной не более 10-15км. Тектоническое строение Арланской антиклинальной складки изучено неравномерно. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность. По кровле ТТНК складка имеет асимметричное строение - с более крутым до 50 юго-западным крылом и пологим до 10 северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 м. На фоне обширной Арланской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры. Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируются. Общая вскрытая толщина осадочного покрова на Арланском месторождении превышает более 3000 метров. При этом на долю девонских отложений приходится свыше 1200 метров. Девонские отложения представлены: внизу - терригенными и терригенно-карбонатными породами; в верхней части - карбонатными отложениями. На Арланском нефтяном месторождении нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона, а также карбонатные отложения нижнего (турнейский ярус) и среднего (московский ярус) каменноугольного возраста. Московский ярус представлен отложениями каширско и подольского горизонтов. Толщина отложений изменяется от 205 до 232 м. В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченные к наиболее приподнятым участкам залегания известняков, представлены чередованием органогенно-обломочных сгустков и органогенно-шламовых разностей. ТТНК стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках - радаевскому, бобриковскому, тульскому горизонтам визейского яруса. Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, сводовые, пластовые литологически экранированые. Продуктивные пласты каменноугольного возраста характеризуются литологической изменчивостью пород, отсутствием надежных маркирующих элементов. В разрезах многих скважин в бобриковском горизонте встречены угленосно-глинистые сланцы с прослоями каменного угля мощностью 0,3-20 м. [6] Нефтяные залежи каширского и подольского горизонтов Промышленные скопления нефти приурочены к пластам К1, К2+3, К4 каширского и П1, П2, П3, П4 подольского горизонтов среднего карбона. Пласты представлены проницаемыми известняками, доломитами и переходными разностями. Известняки фораминиферовые и детритово-фораминиферовые, слабо доломитизированные, иногда встречается окремнение. Цемент порового типа. Доломиты мелко и тонкозернистые, неравномерно известковистые с органогенными реликтами, их поры неправильной формы сообщаются многочисленными каналами. Пласты образуют залежи нефти пластово-сводового типа, зачастую литологически ограниченные. Имеют сложное геологическое строение и весьма трудно определяемый характер насыщения. В разрезе наблюдается чередование небольших по толщине водонасыщенных и нефтенасыщенных прослоев. В подольском горизонте общей толщиной 30—35 метров пласты П1, П2, П3, П4 прослеживаются по всей площади месторождения. В настоящее время залежи нефти каширского и подольского горизонтов среднего карбона разбурены преимущественно эксплуатационным фондом ТТНК. Пласт К4 залегает в подошве каширского горизонта, как по площади, так и по разрезу достаточно однороден. Пласт коллектор вскрыт всеми скважинами. Уровень ВНК по пласту при подсчете запасов нефти принят на абсолютных отметках –813,8 м – 824,3 м. Общая толщина пласта в среднем равна 10,1 м, изменяясь в пределах поднятий от 9,9 м до 10,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах месторождения изменяется от 2,9 до 3,2 м, в среднем составляя 3,1 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,28, расчлененности – 2,29. Пласт К2+3 выделен в процессе эксплуатационного разбуривания и остается слабо изученным, соотношение в нем нефтяных и водяных пропластков приведено ориентировочно; нефтеносность определена по данным ГИС; уровень НК для пластов К2+3 не установлен из-за отсутствия опробований; по ГИС пласт К2+3 состоит из перемежающихся пропластков различного насыщения; почти все запасы отнесены к категории С2. Общая толщина пласта в среднем составляет 45,1 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,1 м до 3,8 м, в среднем составляя 2,5 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,16, расчлененности – 5,86. Пласт К1 залегает в кровле каширского горизонта, занимает толщу до 26,5 м и состоит из 2-3 пропластков толщиной от 0,7 до 7,8 м. Средняя эффективная толщина пласта – 7,9 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,29, расчлененности – 4,86. Пласт П4 залегает в подошве подольского горизонта, состоит в 67% скважин из одного пропластка толщиной от 0,8 до 3,6 м. Уровень ВНК по данным пересчета запасов принят на абсолютных отметках -736 -739 м. Дебиты нефти при опробовании составили от 1,1 м3/сут. до 6,7 м3/сут. Средняя эффективная толщина пласта не превышает 2,1 м. Коэффициент песчанистости равен 0,68, расчлененности – 1,14. Пласт П3 большей частью состоит из одного прослоя толщиной от 0,6 м до 4,6 м, в среднем его толщина составляет 1,9 м. По два и более пропластков пласт П3 имеет в 30-35% скважин. Уровень ВНК принят на отметке -734 м. Начальные дебиты нефти при опробовании скважин составили от 1,0 м3/сут. до 20,6 м3/сут. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,0 м. Коэффициент песчанистости составил 0,24, расчлененности – 1,71. Пласт П2 залегает на 5-7 м ниже пласта П1 и представлен в основном одним, реже двумя пропластками. Уровень ВНК на отметке -720 м. Начальные дебиты при опробовании скважин составили от 0,3 м3/сут. до 7,0 м3/сут.. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,6 м до 2,6 м, в среднем составляя 2,0 м. Пласт П1 залегает в кровле подольского горизонта, образует отдельные небольшие изолированные залежи, контролируемые замещением коллекторов плотными разностями с одной стороны и уровнем ВНК с другой стороны. Пласт представлен, преимущественно, одним пропластком, редко – двумя. Уровень ВНК при пересчете запасов нефти установлен для разных залежей на абсолютных отметках -713-716 м. Данные совместной эксплуатации пластов каширо-подольского объекта подтверждают установленный при пересчете запасов нефти уровень ВНК. Начальные дебиты скважин при опробовании пласта П1 составили от 0,3 м3/сут. до 7,1 м3/сут.. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,7 до 3,4 м, а средние ее значения 1,1 м Коэффициент песчанистости составляет 0,27, расчлененности – 2,14. Перемычки между пластами представлены карбонатными породами с низкими фильтрационно-емкостными свойствами по ГИС, по керну свойства перемычек не изучались. Усредненные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов среднего карбона (СК) приведены в таблице 1. В гидрогеологическом отношении Арланское месторождение расположено в пределах северо-восточной части Волго-Камского артезианского бассейна. В соответствии с региональной гидрогеологической стратификацией в палеозойском разрезе месторождения могут быть выделены следующие водоносные (нефтеводоносные) комплексы: верхнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный, московский терригенно-карбонатный, визейско-каширско-подольский карбонатный, нижне-средневизейский терригенный, верхне-девонско-турнейский карбонатный и нижне-среднедевонский терригенный. В додевонских отложениях выделяют верхнепротерозойский комплекс терригенных пород. Продуктивные нефтеводоносные комплексы в настоящее время имеют нарушенный термодинамический режим. Это связано с формированием депрессионной системы за счет длительной (с 1958 г.) разработки Арланского месторождения. На время первого подсчета запасов пластовое давление в продуктивных комплексах (особенно в нижне-среднепалеозойском) было понижено 1,5 – 2,0 Мпа. Депрессия охватывает также нижнюю часть московского комплекса. Это свидетельствует о высокой трещинной проницаемости разреза. Степень нарушенности термодинамического разреза более усиливается за счет эксплуатации Арланского месторождения. Не смотря на общий упруго-водонапорный режим нефтеносных пластов при разработке месторождения необходима система ППД, которая и применяется в процессе разработки залежей каширо-подольского и визейского объектов разработки. В законтурной части залежей возможны интенсивные вертикальные межпластовые перетоки. [6]
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!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 72 страницы
450 руб.
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