Файл: Курсовая работа применение тепловых методов повышения нефтеотдачи на Сайгатинском месторождении интехО. 21. 02. 0102. 2РЭ92 00.docx
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 280
Скачиваний: 11
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 РАБОТАПрименение тепловых методов повышения нефтеотдачи на Сайгатинском месторождении ИНТехО. 21.02.0102. 2РЭ92 00Руководитель К.Г. РезинаРазработал И.В. Самойлюков2022СОДЕРЖАНИЕВВЕДЕНИЕ…………..……………………………………....…………….……..41 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ1.1 Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» ……....….61.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Сайгатинском месторождении…………..…......92 ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ2.1 Сущность тепловых методов повышения нефтеотдачи……………………………………………….………..………......162.2 Исследования для определения эффективности применения тепловых методов……..…………………………………………………….....222.3 Оборудование, применяемое при тепловых методах повышения нефтеотдачи …………..……………………………………………..…………………………….262.4 Расчет внутрипластового горения…………………….……………………………..………………….…….28ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………....66СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………….…………………………………….….67ВВЕДЕНИЕНефтяная 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 месторожденииСогласно 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 |