Файл: Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения.docx
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 776
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
РЕФЕРАТДипломный проект на тему «Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения» состоит из 125 страницы, 30 таблиц, 12 рисунков и 22 литературных источников.продуктивный коллектор, флюид, метод увеличения нефтеотдачи, щелочно-полимерное заводнение, модель вытеснения, эффективность, безопасность, токсичность, окружающая средаВ дипломном проекте приводится краткая геолого-промысловая характеристика объекта воздействия, текущее состояние разработки Наратовского месторождения. Обоснован и выбран метод воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи пластов. Описана технология щелочно-полимерного воздействия на пласт, механизм увеличения нефтеотдачи. Выполнен расчет основных параметров закачки щелочно-полимерных растворов в пласт, и произведена оценка технологической и экономической эффективности щелочно-полимерного заводнения. Приведены сведения по охране окружающей среды, техники безопасности при добыче нефти, газа и воды. СОДЕРЖАНИЕ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯНГДУ – нефтегазодобывающее управление ЦНИПР – цех научно-исследовательских и производственных работВНК – водонефтяной контур ПАА – полиакламидЩПР – щелочно-полимерный растворЩПВ – щелочно-полимерное воздействиеППД – поддержание пластового давленияУЭЦН – установка электроцентробежного насосаУЭДН – установка электродиафрагменного насосаШСНУ – штанговая скважинная насосная установкаЦНС – центробежный насос секционныйНКТ – насосно-компрессорные труб.ыЦА – цементировочный агрегатАЦ – автоцистернаПЗП – призабойная зона пластаКНС – кустовая насосная станцияВНФ – водонефтяной факторКМЦ – карбосиметилцеллюлозаАГЗУ – автоматизированная замерная установкаСУН – сепарационная установка нефтиПАВ –поверхностно-активные веществаНСП – нефтяной сборный паркЭВМ – электронно-вычислительная машинаПДК – предельно допустимые концентрацииПДВ – предельно допустимые выбросыГО – гражданская оборонаЧС – чрезвычайная ситуацияВВЕДЕНИЕПотребности в энергоресурсах в народном хозяйстве России увеличиваются ежегодно, однако возможности обеспечения прироста запасов нефти и газа за счет открытия новых месторождений весьма ограничены. Большинство месторождений России находятся на поздней стадии разработки, их остаточные запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым. К такому типу месторождений относится Наратовское месторождение, нефть которого является высоковязкой, а продуктивные коллектора сильно неоднородны, что создает огромные трудности по наиболее полному извлечению нефти из пласта. В связи с этим в настоящее время основной задачей нефтегазодобывающей отрасли страны, в частности «НГДУ Южарланнефть» является повышение нефтеотдачи пластов путем применения различных физико-химических методов воздействия на пласты подобных месторождений.Как и большинство месторождений Башкирии Наратовское месторождение эксплуатируется в режиме искусственного поддержания пластового давления путем закачки, в пласт попутно добываемой воды.Данный режим характеризуется увеличением обводненности скважин при относительно низком охвате пластов заводнением, что приводит к увеличению водонефтяного фактора и как следствие к дополнительному износу, коррозии внутрискважинного оборудования, системы сбора, что в свою очередь приводит к увеличению расхода электроэнергии, трудовых и материальных затрат, снижению темпов разработки, росту стоимости природоохранных мероприятий. Кроме того, в условиях роста
Основные населенные пункты связаны между собой грунтовыми дорогами. Дорожная сеть в данном районе развита слабо. В период весеннего паводка и осеннюю распутицу проезда на месторождение практически нет. Климат района работ умеренно-климатический, максимальная температура воздуха достигает 40 оС летом и минус 40 оС зимой. Направление ветров юго-восточное и северо-западное. Снежный покров достигает 150 сантиметров. Почва промерзает до глубины 170 – 180 сантиметров.1.2 Геолого-промысловая характеристика месторожденияГеологический разрез месторождения представляет собой типичный разрез платформенной части Башкирии. В пределах месторождения он вскрыт до глубины 1950 метров и представлен отложениями четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем.В тектоническом отношении Наратовское месторождение расположено на западном борту Бирской седловины в пределах Андреевского вала, простирающегося в северно-западном направлении.Наратовское месторождение по кровле терригенной толщи нижнего карбона представляет собой крупную положительную структуру I порядка северо-западного простирания и оконтуренную изогибсой 1165 метров [1]. Протяженность структуры достигает 8,8 километров, ширина 4,3 километра. Амплитуда структуры равна 17 метрам. Крылья структуры пологие, погруженные ровно на 10 метров на километр. Данная структура от Ново – Хазинской площади отделяется региональным прогибом с амплитудой 40 метров. Свод структуры осложнен рядом небольших куполов с отметками кровли терригенных отложений нижнего карбона 1142 – 1148 метров, в других куполах отметки варьируют в пределах 1152 – 1156 метров.К юго-востоку от основной центральной структуры небольшой седловиной отделяется структура оконтуренная изогибсой 1165 метров, которая в свою очередь на юго-востоке предположительно отделяется предполагаемой седловиной от соседнего Андреевского месторождения. Размеры поднятия 3,7×2 километра.Структурный план кровли турнейского яруса аналогичен структурному плану кровли терригенных отложений нижнего карбона. Вышеописанные поднятия по кровле угленосной свиты находят свое отражение и по кровле турнейского яруса, при этом совпадает как их местоположение, так и простирание и размеры.В пределах рассматриваемой территории поверхностных нефтепроявлений не наблюдаются. По данным бурения выявленные нефтепроявления охватывают сравнительно узкий стратиграфический диапазон по сравнению с соседними площадями.
Нефтеносность месторождения связана с песчаными пластами терригенной толщи и карбонатными отложениями турнейского яруса нижнего карбона. В разрезе терригенной толщи нижнего карбона нефтяными являются пласты: СIV; CV; ; . Залежи нефти данных пластов относятся к пластово–сводовому типу.В качестве обоснования водонефтяных контактов были использованы материалы промыслово-геофизических исследований, результаты опробования скважин на приток, данные эксплуатации скважин и описание кернового материала.Геологические характеристики пластов следующие. Пласт – пласт тульского горизонта по комплексу промыслово-геофизических материалов в скважине № 15 ВНК отбит на отметке 1185,8 метров. При обосновании водонефтяного контакта (ВНК) были использованы результаты раздельного опробования и эксплуатации целого ряда скважин.При опробовании скважины № 15 (интервал 1182,4 – 1185,6 метров) получили приток нефти с водой. Получение нефти с водой объясняется близостью нижней границы перфорации уровню ВНК.Часть скважин № 17, 39, 40, 45 по гипсометрическому уровню находятся значительно выше от предполагаемой отметки ВНК и длительное время в процессе эксплуатации давали безводную нефть.В скважинах № 9, 15, 18, 41, 183 и 7568 прослои коллекторов, вскрытых при апробировании, залегают до абсолютных глубин соответственно – 1186,6, 1185,6, 1184,6, 1186,7 и 1186,3 метров. Все скважины кроме № 15 при апробировании и в начальный период эксплуатации давали безводную нефть.Согласно приведенным данным, ВНК залежи принимается на отметке от 1184,9 до 1186,7 метров. Подтверждением принятой отметки ВНК служат результаты опробования скважин № 3, 20, 43, 90, 96, а также керновый материал из скважин № 20, 75, 68, 8174.Пласт СV – пласт тульского горизонта. Залежи пласта вскрыты большим количеством скважин, однако ВНК залежи не определен ни в одной скважине. Нефтеносность скважин, вскрывших пласт СV, подтверждена опробованием на приток многих скважин. При опробовании ВНК учитывалось соотношение отметок подошвы нефтеносных по геофизическим исследованиям песчаников в скважинах № 12, 13, 7648, 8158, 8160, 8176 соответственно 1185,5, 1186,4, 1185,6, 1185,3, 1186, 1187 метров.На основании приведенных данных ВНК залежи установлен в пределах отметок 1185,4 – 1187,0 метров. Подтверждением принятых уровней служат результаты раздельно опробования пласта C
| | с. |
| ВВЕДЕНИЕ | 7 |
| 1 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НАРАТОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НГДУ «ЮЖАРЛАННЕФТЬ» | 9 |
| 1.1 Географическое расположение и природно-климатическая характеристика месторождения | 9 |
| 1.2 Геолого-промысловая характеристика месторождения | 10 |
| 1.3 Характеристика продуктивных пластов и насыщающих пласт флюидов | 13 |
| 1.4 Текущее состояние разработки Наратовского месторождения | 20 |
| 1.5 Конструкция ствола и забоя скважин | 27 |
| 2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ЩПВ. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ЩЕЛОЧНО-ПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ | 31 |
| 2.1 Технология щелочно-полимерного воздействия на пласт в условиях Наратовского месторождения. | 31 |
| 2.2 Технологическая схема закачки | 39 |
| 2.3 Физико-химические характеристики применяемых реагентов | 41 |
| 2.4 Применяемое оборудование и его характеристика | 43 |
| 2.5 Характеристика основных параметров закачки | 46 |
| 2.6 Расчет параметров закачки композиции щелочно-полимерного раствора на нагнетательной скважине | 49 |
| 3 ОЦЕНКА И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ЗАКАЧКИ ЩЕЛОЧНО–ПОЛИМЕРНОГО РАСТВОРА НА НАРАТОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ | 54 |
| 3.1 Оценка эффективности применения метода реагента по гидродинамическим методам исследований | 54 |
| 3.2 Определение прироста нефтеотдачи по характеристикам вытеснения | 59 |
| 3.3 Расчет технологической эффективности применения ЩПВ на Наратовском месторождении | 61 |
| 4 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЩЕЛОЧНО-ПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ | 75 |
| 5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА | 81 |
| 5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей в НГДУ «Южарланнефть» | 82 |
| 5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда | 86 |
| 5.3 Мероприятия по охране окружающей среды | 94 |
| 5.4 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях в НГДУ «Южарланнефть» Заключение | 97 103 |
| Список ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ | 105 |
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯНГДУ – нефтегазодобывающее управление ЦНИПР – цех научно-исследовательских и производственных работВНК – водонефтяной контур ПАА – полиакламидЩПР – щелочно-полимерный растворЩПВ – щелочно-полимерное воздействиеППД – поддержание пластового давленияУЭЦН – установка электроцентробежного насосаУЭДН – установка электродиафрагменного насосаШСНУ – штанговая скважинная насосная установкаЦНС – центробежный насос секционныйНКТ – насосно-компрессорные труб.ыЦА – цементировочный агрегатАЦ – автоцистернаПЗП – призабойная зона пластаКНС – кустовая насосная станцияВНФ – водонефтяной факторКМЦ – карбосиметилцеллюлозаАГЗУ – автоматизированная замерная установкаСУН – сепарационная установка нефтиПАВ –поверхностно-активные веществаНСП – нефтяной сборный паркЭВМ – электронно-вычислительная машинаПДК – предельно допустимые концентрацииПДВ – предельно допустимые выбросыГО – гражданская оборонаЧС – чрезвычайная ситуацияВВЕДЕНИЕПотребности в энергоресурсах в народном хозяйстве России увеличиваются ежегодно, однако возможности обеспечения прироста запасов нефти и газа за счет открытия новых месторождений весьма ограничены. Большинство месторождений России находятся на поздней стадии разработки, их остаточные запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым. К такому типу месторождений относится Наратовское месторождение, нефть которого является высоковязкой, а продуктивные коллектора сильно неоднородны, что создает огромные трудности по наиболее полному извлечению нефти из пласта. В связи с этим в настоящее время основной задачей нефтегазодобывающей отрасли страны, в частности «НГДУ Южарланнефть» является повышение нефтеотдачи пластов путем применения различных физико-химических методов воздействия на пласты подобных месторождений.Как и большинство месторождений Башкирии Наратовское месторождение эксплуатируется в режиме искусственного поддержания пластового давления путем закачки, в пласт попутно добываемой воды.Данный режим характеризуется увеличением обводненности скважин при относительно низком охвате пластов заводнением, что приводит к увеличению водонефтяного фактора и как следствие к дополнительному износу, коррозии внутрискважинного оборудования, системы сбора, что в свою очередь приводит к увеличению расхода электроэнергии, трудовых и материальных затрат, снижению темпов разработки, росту стоимости природоохранных мероприятий. Кроме того, в условиях роста
объема отбираемой жидкости возникают осложнения, связанные с утилизацией попутно – добываемой воды и подготовкой её на технологических установках для повторного использования, создаются предпосылки для нарушения экологической обстановки района.
Наиболее эффективным и перспективным физико-химическим методом воздействия на пласт в условиях Наратовского месторождения является метод щелочно–полимерного заводнения, направленный на уменьшение обводненности продукции скважин, увеличение коэффициента охвата пластов заводнением, а также на вовлечение в разработку новых интервалов продуктивного пласта, характеризуемого сравнительно высоким остаточным нефтенасыщением.
В дипломном проекте обоснован выбор метода воздействия на исследуемой залежи, рассмотрены механизм увеличения нефтеотдачи пластов, техника и технология закачки щелочно-полимерных растворов, дана технологическая и экономическая оценка эффективности рассмотренного метода.
1 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НАРАТОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НГДУ «ЮЖАРЛАННЕФТЬ»
1.1 Географическое расположение и природно-климатическая характеристика месторождения
Наратовское нефтяное месторождение расположено на северо-западной части Башкирии на территории Краснокамского и Илишевского районов и находиться в 35 километрах от города Нефтекамска.
С северо-востока и востока оно граничит с Ново-Хазинской площадью Арланского месторождения, с северо-запада с Саузбашевским месторождением, с юго-востока с Андреевским месторождением.
Месторождение, разрабатываемое силами нефтегазодобывающего управления «Южарланнефть», открыто в 1978 году скважиной № 7648, пробуренной в сводовой части Янгуз-наратовской структуры по кровле верхнепермских отложений и введено в разработку в апреле 1979 года [1].
В геоморфологическом отношении месторождение расположено в пределах Бельско – Камской низменности, являющейся наиболее пониженной частью Башкирии. Рельеф местности равнинный с абсолютными отметками от плюс 65 до плюс 70,4 метров.
Река Белая является основной водной артерией района. Русло реки Белой извилистое, пойма широкая, сильно-заболоченная, с многочисленными озерами. Берега реки пологие. Река в данном районе судоходная.
Железные дороги проходят к югу и к северу от месторождения. Ближайшими железнодорожными станциями на севере являются поселок Янаул (136 километров) и Камбарка, на юге Буздяк и Кандры.
Основные населенные пункты связаны между собой грунтовыми дорогами. Дорожная сеть в данном районе развита слабо. В период весеннего паводка и осеннюю распутицу проезда на месторождение практически нет. Климат района работ умеренно-климатический, максимальная температура воздуха достигает 40 оС летом и минус 40 оС зимой. Направление ветров юго-восточное и северо-западное. Снежный покров достигает 150 сантиметров. Почва промерзает до глубины 170 – 180 сантиметров.1.2 Геолого-промысловая характеристика месторожденияГеологический разрез месторождения представляет собой типичный разрез платформенной части Башкирии. В пределах месторождения он вскрыт до глубины 1950 метров и представлен отложениями четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем.В тектоническом отношении Наратовское месторождение расположено на западном борту Бирской седловины в пределах Андреевского вала, простирающегося в северно-западном направлении.Наратовское месторождение по кровле терригенной толщи нижнего карбона представляет собой крупную положительную структуру I порядка северо-западного простирания и оконтуренную изогибсой 1165 метров [1]. Протяженность структуры достигает 8,8 километров, ширина 4,3 километра. Амплитуда структуры равна 17 метрам. Крылья структуры пологие, погруженные ровно на 10 метров на километр. Данная структура от Ново – Хазинской площади отделяется региональным прогибом с амплитудой 40 метров. Свод структуры осложнен рядом небольших куполов с отметками кровли терригенных отложений нижнего карбона 1142 – 1148 метров, в других куполах отметки варьируют в пределах 1152 – 1156 метров.К юго-востоку от основной центральной структуры небольшой седловиной отделяется структура оконтуренная изогибсой 1165 метров, которая в свою очередь на юго-востоке предположительно отделяется предполагаемой седловиной от соседнего Андреевского месторождения. Размеры поднятия 3,7×2 километра.Структурный план кровли турнейского яруса аналогичен структурному плану кровли терригенных отложений нижнего карбона. Вышеописанные поднятия по кровле угленосной свиты находят свое отражение и по кровле турнейского яруса, при этом совпадает как их местоположение, так и простирание и размеры.В пределах рассматриваемой территории поверхностных нефтепроявлений не наблюдаются. По данным бурения выявленные нефтепроявления охватывают сравнительно узкий стратиграфический диапазон по сравнению с соседними площадями.
Нефтеносность месторождения связана с песчаными пластами терригенной толщи и карбонатными отложениями турнейского яруса нижнего карбона. В разрезе терригенной толщи нижнего карбона нефтяными являются пласты: СIV; CV; ; . Залежи нефти данных пластов относятся к пластово–сводовому типу.В качестве обоснования водонефтяных контактов были использованы материалы промыслово-геофизических исследований, результаты опробования скважин на приток, данные эксплуатации скважин и описание кернового материала.Геологические характеристики пластов следующие. Пласт – пласт тульского горизонта по комплексу промыслово-геофизических материалов в скважине № 15 ВНК отбит на отметке 1185,8 метров. При обосновании водонефтяного контакта (ВНК) были использованы результаты раздельного опробования и эксплуатации целого ряда скважин.При опробовании скважины № 15 (интервал 1182,4 – 1185,6 метров) получили приток нефти с водой. Получение нефти с водой объясняется близостью нижней границы перфорации уровню ВНК.Часть скважин № 17, 39, 40, 45 по гипсометрическому уровню находятся значительно выше от предполагаемой отметки ВНК и длительное время в процессе эксплуатации давали безводную нефть.В скважинах № 9, 15, 18, 41, 183 и 7568 прослои коллекторов, вскрытых при апробировании, залегают до абсолютных глубин соответственно – 1186,6, 1185,6, 1184,6, 1186,7 и 1186,3 метров. Все скважины кроме № 15 при апробировании и в начальный период эксплуатации давали безводную нефть.Согласно приведенным данным, ВНК залежи принимается на отметке от 1184,9 до 1186,7 метров. Подтверждением принятой отметки ВНК служат результаты опробования скважин № 3, 20, 43, 90, 96, а также керновый материал из скважин № 20, 75, 68, 8174.Пласт СV – пласт тульского горизонта. Залежи пласта вскрыты большим количеством скважин, однако ВНК залежи не определен ни в одной скважине. Нефтеносность скважин, вскрывших пласт СV, подтверждена опробованием на приток многих скважин. При опробовании ВНК учитывалось соотношение отметок подошвы нефтеносных по геофизическим исследованиям песчаников в скважинах № 12, 13, 7648, 8158, 8160, 8176 соответственно 1185,5, 1186,4, 1185,6, 1185,3, 1186, 1187 метров.На основании приведенных данных ВНК залежи установлен в пределах отметок 1185,4 – 1187,0 метров. Подтверждением принятых уровней служат результаты раздельно опробования пласта C