Файл: Курсовая работа применение тепловых методов повышения нефтеотдачи на Сайгатинском месторождении интехО. 21. 02. 0102. 2РЭ92 00.docx
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 31
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Югорский государственный университет»
Институт нефти и технологий (филиал)
федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования
“Югорский государственный университет”
КУРСОВАЯ РАБОТА
Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи на Сайгатинском месторождении
ИНТехО. 21.02.0102. 2РЭ92 00
Руководитель К.Г. Резина
Разработал И.В. Самойлюков
2022
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………..……………………………………....…………….……..4
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» ……....….6
1.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Сайгатинском месторождении…………..…......9
2 ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Сущность тепловых методов повышения нефтеотдачи……………………………………………….………..………......16
2.2 Исследования для определения эффективности применения тепловых методов……..…………………………………………………….....22
2.3 Оборудование, применяемое при тепловых методах повышения нефтеотдачи …………..……………………………………………..…………………………….26
2.4 Расчет внутрипластового горения…………………….……………………………..………………….…….28
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………....66
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………….…………………………………….….67
ВВЕДЕНИЕ
Нефтяная промышленность России является крупнейшим источником …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
-
Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений ПАО «Сургутнефтегаз»
Добывающие мощности компании ОАО «Сургутнефтегаз» сконцентрированы в Ханты-Мансийском, Ямало-Ненецком автономных округах и Республике Саха (Якутия).
Геологическое строение месторождений Западной и Восточной Сибири на территории работ ОАО «Сургутнефтегаз» преобладают пластовые сводовые и литологически экранированные типы залежей. Реже встречаются массивные, тектонически экранированные и структурно-литологические.
В районе деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири коллекторы практически всех выявленных залежей представлены песчаниками и алевролитами (пласты АС4-10, БС1-4, БС10-11, БС14-23, ЮС1-4) преимущественно с поровым, терригенным, трещинно-поровым типом коллектора, кроме пласта ЮС0, представленного битуминозными аргиллитами с трещинным и трещинно-кавернозным типом коллектора. Характеризуются значительными изменениями фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу.
На Рогожниковском месторождении пласты ВК1, ЮК2–3 и ЮК4 также представлены песчаниками, алевролитами, и алевролитовыми глинами с прослоями угля. Пласты ЮК0, ЮК1 представлены битуминизированными и карбонатизированными глубоководными отложениями с высокой расчлененностью и сильной литологической неоднородностью по разрезу. Отложения Тр представлены вулканогенными эффузивными образованиями кислого, редко – среднего состава с подчиненными прослоями терригенных отложений с терригенным, поровым типом коллектора.
На Талаканском месторождении Восточной Сибири продуктивный пласт О-1 представлен доломитами, известковистыми доломитами и известняками доломитизированными с небольшими долями ангидритов с высокой зональной и послойной неоднородностью, большой расчлененностью и сложной структурой трещинно-кавернозно-порового коллектора.
Коллектор продуктивного пласта В10 Алинского месторождения представлен переслаиванием песчаников разнозернистых кварцевых с глинистым цементом, алевролитов, аргиллитов и гравелитистых песчаников с поровым типом коллектора.
Коллекторы пласта P2uI и P1k1 Ненецкого месторождения (НАО) представлены песчаниками с карбонатно-глинистым цементом, пласта P1k2 – известняками глинистыми с прослойками мергелей, пласта P1a-s – водорослеорганогенными известняками.
Все продуктивные пласты неоднородны, что оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа, на характер фильтрации жидкостей и газа и, соответственно, на обоснование технологий разработки залежей.
Характеристика пластовых флюидов Западной Сибири
В пределах Западной Сибири свойства нефти в условиях пласта отличаются многообразием как по степени газонасыщенности, так и по физическим свойствам. Так, в частности, газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 27–30 м3/т до 120–180 м3/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 6–8 МПа до 19–22 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 0,6–1,0 мПа·с до 8–10 мПа·с. Как правило, для многопластовых месторождений реализуется «классическая» модель изменения характеристик нефти: с ростом глубины возрастает газонасыщенность пластовых флюидов, снижаются плотность и вязкость продукции скважин.
Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 827–916 кг/м3 (в среднем 875 кг/м3, т.е. сравнительно легкая по технологической классификации), характеризуется как средневязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 5,5 до 104 мПа·с при среднем значении 25 мПа·с), сернистая (содержание серы от 0,39 до 2,5% при среднем значении 1,2% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,76 до 6,61% при среднем значении 3,0% масс.), преимущественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 1,19 до 14,93% при среднем значении 7,2% масс.), выход светлых фракций до 350 °С около 50%.
В качестве наиболее «заметных» микрокомпонентов в нефти содержится ванадий (от 16 до 60 г/т) и никель (от 6 до 19 г/т).
Растворенный (нефтяной) газ выраженного метанового типа (концентрация метана 75–5% объемных) – с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот – в среднем не более 3% объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых количествах – значительно ниже 20 мг/м3).
Пластовые воды двух основных химических типов: хлориднокальциевые и гидрокарбонатно-натриевые. Минерализация вод низкая (в среднем 10–30 г/л), основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, кальция, магния, гидрокарбоната. В условиях пласта воды насыщены газом метанового типа (концентрация метана – более 95%).
Характеристика пластовых флюидов Восточной Сибири
К настоящему времени промышленная эксплуатация месторождений и поисковые работы ведутся в Республике Саха (Якутия). В качестве особенностей изученных месторождений следует отметить аномально низкие пластовые температуры (11–17 °С) и низкие пластовые давления.
Пластовые нефти в условиях залегания имеют относительно высокую степень газонасыщенности: газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 60 м3/т до 100 м3/т, соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 6,9 МПа до 9,9 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 2,4 мПа·сдо 6,6 мПа·с.
Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 831–862 кг/м3 (в среднем 842 кг/м3, т.е. легкая по технологической классификации), характеризуется как маловязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 8,4 до 36 мПа·с при среднем значении 12,8 мПа·с), преимущественно малосернистая (содержание серы от 0,10 до 0,72% при среднем значении 0,49% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,50 до 4,04% при среднем значении 2,0% масс.), преимущественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 2,89 до 21,90% при среднем значении 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С – около 48–50%. По результатам рентгенофлюоресцентного анализа содержание ванадия и никеля в нефти не превышает 5 г/т.
Особенностью дегазированной нефти осинского горизонта Талаканского месторождения является присутствие в ее составе легкокипящих серосодержащих компонентов.
Растворенный (нефтяной) газ метанового типа (концентрация метана 58–78% объемных) с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот – в среднем не более 2% объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых количествах – значительно ниже 20 мг/м3). Содержание гелия в растворенном газе редко превосходит пороговое значение – 0,005% объема.
Пластовые воды карбонатных отложений представлены рассолами с минерализацией около 400 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет 1240–1300 кг/м3, средняя плотность в условиях пласта около 1280 кг/м3. Средняя газонасыщенность пластовых вод составляет в среднем 0,36 м3/м3. Состав водорастворенного газа преимущественно метановый, с высоким содержанием тяжелых углеводородов. Вязкость воды в условиях пласта и на поверхности аномально высокая (2,2–2,9 мПа·с) в связи с высокой минерализацией и низкой пластовой температурой.
Характеристика пластовых флюидов Ненецкого автономного округа (НАО)
В пределах поисковых и разведываемых лицензионных участков ОАО «Сургутнефтегаз» пластовые нефти (пермские отложения – уфимский, ассельско-сакмарский и кунгурский ярусы) в условиях залегания имеют относительно низкую степень газонасыщенности: газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 22 м3/т до 40 м3/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается с 5,3 МПа до 7,6 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 2,8 мПа·сдо 8,8 мПа·с.
По данным испытания разведочных скважин, нефть девона имеет ряд аномальных свойств: при газовом факторе около 150–170 м3/т нефть в условиях пласта сравнительно вязкая (около 4,8 мПа·с), с давлением насыщения 20-23 МПа. Пробы дегазированной нефти из интервалов вскрытия девона показали аномально высокую температуру застывания (45-46 °С и выше 52 °С), что связано с высоким содержанием парафина (до 40% и более). 16
Дегазированная нефть (пермские отложения – уфимский, ассельскосакмарский и кунгурский ярусы) в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 840–900 кг/м3 (в зависимости от района расположения скважин), характеризуется как маловязкая и средней вязкости (вязкость при 20 °С колеблется от 4,0 до 16 мПа·с при среднем значении около 12 мПа·с), преимущественно сернистая (содержание серы от 0,15 до 2,85% при среднем значении около 0,8% масс.), парафинистая (содержание парафина от 2,87 до 6,07% при среднем значении 4,5% масс.), преимущественно смолистая (содержание силикагелевых смол от 1,93 до 18,31% при среднем значении около 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С от 40 до 69%.
Пластовые воды представлены рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией около 165 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет в среднем 1 115 кг/м3, средняя плотность в условиях пласта – около 1114 кг/м3.
1.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Сайгатинском месторождении
Согласно выкопировке из тектонической карты Центральной части ……………………………………………………
| Параметры | Продуктивный пласт БС1 |
| Средняя глубина залегания кровли, м | 2 254,8 |
| Параметры | Продуктивный пласт БС1 |
| Тип залежи | пластово-сводовая |
| Тип коллектора | поровый |
| Средняя общая толщина, м | 10,4 |
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м | 6,3 |
| Пористость, % | 27 |
| Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. | 0,64 |
| Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. | 0,59 |
| Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. | 0,62 |
| Проницаемость, 10–3 мкм2 | 824 |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,85 |
| Расчлененность, ед. | 3 |
| Начальная пластовая температура, °С | 69 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 21,2 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с | 4,8 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,83 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,881 |
| Абсолютная отметка ВНК, м | 2 042 |
| Объемный козффициентнефти, доли ед. | 1,095 |
| Содержание серы в нефти, % | 1,88 |
| Содержание парафина в нефти, % | 3,84 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 11,4 |
| Газовый фактор, м3/т | 41 |
| Содержание сероводорода, % | отсутствует |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с | 0,5 |
| Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа·с | 1,01 |
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 0,999 |
| Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 | 1,012 |
| Сжимаемость нефти, 1/МПа·10 –4 | 7,1 |
| Сжимаемость воды, 1/МПа·10 –4 | 4,6 |
| Сжимаемость породы, 1/МПа·10 –4 | 0,5 |
| Коэффициент вытеснения, доли ед. | 0,7 |
| Коэффициент продуктивности, м3 /сут·МПа | 10,6 |