Файл: Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.11.2023

Просмотров: 144

Скачиваний: 3

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

1 Геологическая часть

1.1 Краткая характеристика месторождения

1.2 Стратиграфическая и литологическая характеристика

1.3 Тектоника

1.4 Гидрогеологическая характеристика Соколовского месторождения

1.5 Нефтегазоносность

2 Расчетно-техническая часть

2.1 Анализ текущего состояния разработки Соколовского месторождения

2.1.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

2.2 Залежь нефти западного блока воронежского горизонта

2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

2.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

3 Организационная часть

3.1 Охрана окружающей среды при разработке Соколовского месторождения

Заключение В данной дипломной работе дан анализ текущего состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.Рассмотрено геологическое строение Соколовского месторождения.По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.Залежь нефти первого блока елецкого горизонтаВсего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные извлекаемые запасы – 45,7 тыс.т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс. т.Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная – 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61). В целом, выработку запасов нефти следует оценить как эффективную. Существующая система разработки залежи с предложенными геолого-техническими мероприятиями обеспечит выработку запасов и достижение проектного КИН.Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на блоке сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами 39 и 67.Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных извлекаемых запасов обводненность продукции составляет 10,2%.Предусматривается в 2013 году бурение второго ствола скважины 61s2, ввод в добычу, предварительно выполнив в ней СКР. Бурение скважины 67s2 и ввод в ППД, предварительно выполнив в ней СКР.Залежь нефти второго блока елецкого горизонтаПо состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой– 68,8%, текущая – 71,2%.Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто 249 тыс. т нефти, остаточные извлекаемые запасы – 46 тыс. т, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. От свода к крыльям залежи происходит ухудшение коллекторских свойств, что в свою очередь отразилось на объемах добычи нефти по скважинам.Существующую на блоке систему разработки можно назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально.Предусматривается после полного обводнения бурение бокового ствола из скважины 66. Перед бурением скважины 66s2 намечается выполнить ШПНП в скважину 66.Залежь нефти восточного блока семилукского горизонтаНа 01.01.2012 года разработка залежи осуществляется добывающей скважиной 32 с закачкой воды в скважину 64. В связи с обводнением скважина 32 работает в периодическом режиме с дебитом нефти 6,4 т/сут, жидкости – 8,2 т/сут, обводненностью добываемой продукции – 22%. Текущее пластовое давление в скважине 23,8 МПа (замер от 25.11.2008 г.). Всего скважиной добыто 387,2 тыс. т нефти.По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти из восточного блока семилукской залежи составляет 413,6 тыс. т (92,1% от начальных извлекаемых запасов), текущий КИН 0,498 при проектном 0,54. Пластовое давление в среднем по залежи на начало 2012 года составляет 24,3 МПа. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях – 19%, накопленная – 48,4%.Существующая система разработки недостаточна эффективна, так как выработка запасов изначально осуществлялась одной скважиной 32, пробуренной в своде залежи, затем пробурили и ввели в эксплуатацию скважины 62 и 63, расположенные на крыльях и вскрывшие кровлю залежи гипсометрически ниже на

Список литературы





Введение
В последние годы всё более ухудшается структура запасов нефти, доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами растёт. Из-за ухудшения структуры запасов и сворачивания работ по освоению эффективных методов увеличения нефтеотдачи происходит постоянное снижение проектного значения нефтеотдачи.

Доля трудноизвлекаемых запасов нефти в последние годы приближается к 55-60%. Эффективность извлечения нефти современными, промышленно освоенными МУН в России на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всём мире растёт из года в год.

Средняя конечная нефтеотдача пластов в РФ снизилась до 35-38%. Ежегодная добыча нефти с применением МУН в РФ в настоящее время составляет всего 2,0-2,5 млн т.

Возможны два пути воспроизводства сырьевой базы: разведка, открытие, освоение новых месторождений и повышение степени извлечения запасов на разрабатываемых месторождениях. Открытие и ввод в разработку новых месторождений связаны с очень большими затратами, особенно если учесть, что эти месторождения находятся в основном в труднодоступных районах.

Поэтому одной из наиболее актуальных задач нефтяной отрасли является применение новых современных технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых залежей, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования инвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа.

Цель дипломной работы – повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения.

Задачи дипломной работы дать характеристику месторождения, текущее состояние разработки и описать способы повышения нефтеотдачи.



1 Геологическая часть

1.1 Краткая характеристика месторождения



В административном отношении Соколовское месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области Республики Беларусь.


Ближайшими промышленными центрами, расположенными вблизи месторождения, являются города Светлогорск (в 16 км на север), Калинковичи (в 42 км на юго-запад) и Речица (в 42 км на юго-восток) с железнодорожными узловыми станциями и речным портом в городе Речица.

Ближайшие нефтяные месторождения, находящиеся в эксплуатации: на западе – Давыдовское в 4 км, на востоке – Осташковичское в 1 км, на юге - Славаньское в 1 км.

Дорожная сеть представлена преимущественно грунтовыми дорогами, труднопроходимыми транспортом в осенне-весенний период. Ближайшие шоссейные дороги: Мозырь-Бобруйск, проходящая западнее месторождения (на расстоянии 4 км), и Речица-Светлогорск, проходящая севернее территории Соколовского месторождения (на расстоянии 12 км). В 5 км от месторождения проходит железная дорога Калинковичи - Жлобин. Ближайшая железнодорожная станция - Останковичи, расположенная в 7 км от скважины №13 Соколовской.

В орографическом отношении Соколовское месторождение приурочено к северо-восточной части Припятского Полесья, представляющего собой заболоченную, залесенную равнину, значительная часть которой засажена хвойными и лиственными лесами. Абсолютные отметки поверхности земли над уровнем моря колеблются в пределах от +136 м до +144 м.

Гидрографическая сеть представлена реками Ведрич и Сведь, ближайшая судоходная река – Березина. Непосредственно на территории имеется ряд небольших озёр, сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов, которые мелеют и пересыхают в летний период. Вблизи месторождения расположено Светлогорское водохранилище.

Климат района умеренно-континентальный, влажный. Средняя температура января составляет -6,6С, июня +18С. Среднегодовая температура воздуха +7С. Среднегодовое количество осадков находится в пределах 550-650 мм. Глубина промерзания грунта – 0,8-0,9 м. Господствующие направления ветров в холодный

период года – западные и северо-западные; летом – чаще юго-восточные. Ветры, в основном, несильные и редко достигают скорости 10-15 м/с.

В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Развито земледелие и животноводство. Промышленность развита в ближайших городах, где имеются предприятия пищевой, машиностроительной, деревообрабатывающей, строительной и химической промышленности. Из полезных ископаемых местного значения в районе работ имеются строительные пески, торф.


В 31 км на юго-восток от месторождения проходит нефтепровод «Дружба». Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через установку подготовки нефти в Речице, где доводится до товарной кондиции, и сдаётся в нефтепровод «Дружба». По нефтепроводу снабжается сырьём крупнейший в Республике Беларусь Мозырский нефтеперерабатывающий завод. Попутный газ поступает на Белорусский ГПЗ в г. Речица.

Стратиграфически промышленная нефтеносность на Соколовском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) карбонатными отложениями.

Соколовское нефтяное месторождение открыто трестом «Белнефтегазразведка» в мае 1973 г. скважиной 13, пробуренной в пределах западного блока подсолевой структуры. Промышленные притоки нефти были получены из воронежских и семилукских отложений.

Первооткрывательницей подсолевых залежей нефти на восточном блоке явилась скважина 32, пробуренная в 1975 году, в которой промышленные притоки нефти получены из воронежских, семилукских и саргаевских отложений дебитами 15-581 м3/сут при испытании в открытом стволе и 120-355 м3/сут на 10 мм штуцере при опробовании в колонне.

В декабре 1975 года скважиной 36 открыта елецкая залежь: получены промышленные притоки нефти дебитами 14-103 м3/сут при испытании в открытом стволе и дебитом 210 м3/сут на 10 мм штуцере при опробовании в эксплуатационной колонне

Пробная эксплуатация месторождения начата в декабре 1973 г. вводом в эксплуатацию поисковой скв. 13.

На Соколовском месторождении всего 7 залежей: 2 межсолевых и 5 подсолевых.

В плане межсолевые и подсолевые залежи не совпадают.

По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти с начала эксплуатации составила:

  • елецко-задонский горизонт, всего – 327 тыс. т (1-й блок – 83 тыс. т, 2-й блок – 244 тыс. т);

  • воронежский горизонт, всего – 115 тыс.т. (зап. блок – 33 тыс. т, вост. блок – 82 тыс. т);

  • семилукский горизонт, всего – 434 тыс.т (зап. блок – 22 тыс. т вост. блок – 412 тыс.т).



1.2 Стратиграфическая и литологическая характеристика



В геологическом строении Соколовского месторождения, как и всего Припятского прогиба, принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями.

Кристаллический фундамент (AR-PR1) частично вскрыт четырьмя скважинами №№20, 23, 25, 32 и сложен гранитами тёмно-серыми с красноватым оттенком, трещенноватыми, а также гранито-гнейсами серыми, тёмно-серыми, крупнокристаллическими. Вскрытая толщина пород фундамента изменяется от 9.5 м в скв. №20 Соколовской до 24.5 м в скв. №32 Соколовской.

Верхний протерозой (PR2) представлен переслаиванием пестроцветных песчаников и алевролитов с прослоями глин. Толщина его 141,5 м в скв. №32 Соколовской.

Витебско-пярнусский, наровский и старооскольский горизонты (D2vtb+pr, D2nr и D2st) сложены чередованием песчаников, алевролитов с прослоями глин, аргиллитов, иногда мергелей, доломитов и ангидритов. Толщины их составляют соответственно 18 м, 58,5 м и 134,5 м в скв. №32 Соколовской.

Ланский горизонт (D3ln) представлен песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина горизонта изменяется от 14 м в скв. №16 Соколовской до 55 м в скв. №18 Соколовской.


1.3 Тектоника



В тектоническом отношении Соколовская площадь расположена в пределах Речицко-Вишанской ступени поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.

Структурно-тектоническое строение месторождения весьма сложное, поскольку здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлением соляного тектогенеза.

Подсолевая структура месторождения представлена двумя блоками: западным и восточным. Залегание подсолевых пород в западном блоке - моноклинальное, направление падения пород - северо-восточное, под углом 6˚. В восточном блоке направление падения пород изменяется от северо-западного до северо-восточного под углом 6˚-8˚.


Западный блок с юго-запада, севера и юго-востока ограничен сбросами. Внутри блок осложнён малоамплитудным сбросом (15 м).

Структура подсолевых отложений восточного блока представляет собой полусвод, ограниченный с юга-запада и востока сбросами. В восточной части блок осложнён малоамплитудным сбросом (порядка 5 м).

Межсолевая структура Соколовского месторождения представлена двумя блоками, которые разделены субширотным бескорневым нарушением, имеющим амплитуду от 30 м до 90 м.

В целом, месторождение характеризуется сложным геологическим строением, особенностью которого является несовпадение структурных планов поверхностей подсолевых и межсолевых отложений.

1.4 Гидрогеологическая характеристика Соколовского месторождения



Пластовые воды елецкого горизонта межсолевого гидрогеологического комплекса Соколовского месторождения, отобранные из скважин №№13, 14, 15, 19, 21, 25, 36, 39, 40, 41, 42, 57 на глубинах 2761-3170 м, являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического

состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Показатели химического состава пластовых вод залежи нефти елецкого горизонта Соколовского месторождения

Наименование показателей
Количество исследованных
Содержание, мг/дм3

скважин
проб
Диапазон изменения
Среднее значение

Минерализация, г/дм3
14
57
323,0-373,0
349,2

Плотность, г/см3
14
57
1,225-1,260
1,241

рН
14
57
4,50-6,65
5,48

Хлориды
14
57
202338-230030
217020

Сульфаты
14
57
9,0-635,7
232,9

Гидрокарбонаты
10
34
40,0-520,0
247,0

Кальций
14
57
50590-67970
59847

Магний
14
57
2686-12060
6946

Натрий + калий
14
57
50600-68620
59854

Бром
14
57
2165-2952
2644

Аммоний
14
56
410-1080
865,7

Йод
14
57
10,0-71,8
39,6

Смотрите также файлы