Файл: Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 237
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Исследованиями [29] полифункциональных поверхностно-активных веществ при их наличии в водных растворах подтверждено, что значительной эффективностью и стабильностью защитного эффекта от коррозии с течением времени характеризуется ингибитор коррозии марки Нефтехим НС. Появление антикоррозионных показателей использования ингибитора Нефтехим 40 отмечается в начальные периоды использования (за 70 суток использования). Наличие гидрофобизатора марки НГ-1, если ингибитор взаимодействует с жидкостью, может привести к уменьшению скорости коррозионного процесса примерно в течение 150 сут., что является худшей характеристикой по сравнению с исследованными ингибиторами коррозионных процессов.
Хайруллина Э.Р. в работе [30] отмечает, что использование эффективных ингибиторов коррозионного процесса не всегда приводит к высокому защитному эффекту. При условии их использования для скважин одного НГДУ в разных участках имеются существенные различия в этом показателе. Характерным для промысловых условий является решение данной проблемы за счет повышения процента дозирования ингибиторов, но необходимый эффект при этом не всегда обеспечивается. Имеется необходимость в разработке перспективных ингибиторных композиций, способствующих высокому защитному эффекту при условии использования с широким диапазоном применения с целью повышения качественных характеристик ингибиторов коррозии, которые широко применяются в современных промысловых условиях.
Таким образом, при проведении литературного обзора показана актуальность проблем, связанных с коррозией промыслового оборудования, используемого при добыче нефти. За счет увеличения безаварийной эксплуатации насосного оборудования в скважинах снижается значимость коррозионных процессов при сравнении их с остальными причинами отказов при эксплуатации добывающих скважин. На сегодняшний день перспективным направлением является разработка и широкое внедрение комплексных систем предотвращения и ликвидации процесса коррозии с использованием комплексных подходов к проведению различных методов с учетом специфики эксплуатации скважин, для которых актуальна проблема коррозии оборудования.
2 Технико-технологический раздел
2.1 Характеристика особенностей промыслового объекта
Миннибаевская площадь- одна из главных и центральных площадей Ромашкинского месторождения. Она приурочена западно-центральной части структуры второго порядка – Южно-Татарскому своду.
Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского (Д0) и пашийского (Д1) горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750-1770м. эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами служат хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.
Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым и массивным (таблица 2.1.1).
Таблица 2.1.1 - Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Миннибаевской площади.
| Параметры | | | Ярусы, | горизонты | | |
| Бобри-ковский | Турней-ский | Заволж-ский | Бурег.- семилук. | Кынов-ский | Паший-ский | |
| Год открытия Год ввода в разработку Стратиграфический возраст Средняя глубина залегания, м Тип залежи Тип коллектора Площадь нефтеносности, тыс.м2 С1/С2 Абсолютная отметка ВНК, м Нач. извлек, запасы нефти категории А+В+С1/С2, тыс.т. | 1993 1997 С1 1164,1 пластово- сводовый поровый 8664,5/ 649,1 -895,6 1245/42 | 1993 1999 С1 1177,6 массив-ный трещин.-поров 4023,8/ 584,1 -901,3-931,8 267/14 | 1993 - Д3 1241 пластово- сводовый трещин.-поров 402,38/- -970,4 33/- | 1996 1999 Д3 1634,9 пластово- сводовый трещин.-поров. 1304,49/- -1448,7-1466,1 70/- | 1993 1995 Дз 1734,2 пластово-сводовый поровый 11571,7/ 11260,15 -1487-1518,7 1280/702 | 1993 1995 Дз 1741,6 пластово-сводовый поровый 13804/ 4383,4 -1496 -1524 608/176 |
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (таблица 2.1.2).
Таблица 2.1.2 - Показатели неоднородности продуктивных отложений Миннибаевской площади
| Параметры | | | Ярусы, | горизонты | | |
| бобриковский | турнейский | заволжский | бурег.-семилук. | кынов-ский | паший-ский | |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. Коэффициент расчлененности, доли ед. | 0,669/0,344 1,553/2,25 | 0,273 5,667 | 0,235 - | 0,121 6,333 | 0,712 1,852 | 0,071 4,067 |
Коллекторы отложений кыновского и пашийского, бобриковского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип), бурегско-семилукского, турнейского, заволжского возрастов - преимущественно известняками нескольких структурно-генетических разностей с прослоями доломитов, характеризующихся микро- и макротрещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой (преимущественно трещинно-поровый тип).
Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона Миннибаевской площади сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).
Песчаники мономинеральные кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным анализа песчаники мелкозернистые (50,1-80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0-10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7-7,1%).
Пористость песчаников колеблется в пределах 12,9-20,4%, проницаемость 118,3-644,5
. 10-3 мкм2.
Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен.
Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость – от 9,6 до 109,9 . 10-3 мкм2.
Коллекторские свойства продуктивных пластов представлены в таблице 2.1.3.
Таблица 2.1.3 - Коллекторские свойства продуктивных отложений Миннибаевской площади
| Параметры | | | Ярусы, | горизонты | | |
| бобриковский | турнейский | заволжский | бурег.-семилук. | кынов-ский | паший-ский | |
| Пористость, % Средняя нефтена-сыщенность, доли ед. Проницаемость, мкм2 | 23 0,790 0,679 | 13 0,690 0,0269 | 12 0,850 0,0265 | 7 0,800 0,00076 | 20 0,770 0,406 | 19,0-22,0 0,71-0,78 0,766 |
Пористость коллекторов пашийских отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. – 33 определения), почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%.
Для проектирования взято среднее значение проницаемости по результатам ГИС, как наиболее представительное (46 скв. – 151 определение), которое равно 0,766 мкм2.
Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0,2, 0,770 и 0,406 мкм2. Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый.
Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым.
Карбонатные породы бурегско-семилукского возраста изучены слабо. На Миннибаевской площади керн из этих отложений не отбирался.
По описанию кернового материала отложения семилукского горизонта представлены, в основном, известняками плотными, перекристаллизованными, трещиноватыми с включениями кальцита. Для отложений бурегского горизонта характерно наличие разнозернистых перекристаллизованных известняков с прослойками глинистых и плотных разностей.
В разрезе семилукских отложений выделяется 3 пласта, индексируемые как Дсм-3, Дсм-2, Дсм-1. На месторождении, в основном, развит первый из них. Он сложен известняками темно-серыми, брекчиевидными, битуминозными, разнозернистыми, перекристаллизованными с прослоями мергелей и характеризуется более высокими коллекторскими свойствами.
В бурегских отложениях выделяется 4 пласта: Дбр-4, Дбр-3, Дбр-2, Дбр-1, последний их которых нефтеносен.
Продуктивные отложения заволжского возраста вскрыты только в 2 скважинах, представлены чередованием проницаемых и плотных разностей карбонатных пород. Керном не охарактеризованы, по ГИС средняя пористость составила 12%, нефтенасыщенность – 85%, проницаемость 0,0265 мкм2. Коллекторы низкоемкие, низкопроницаемые.
В разрезе турнейского яруса продуктивными являются, в основном, кизеловские отложения, за исключением Верхне-Налимовского участка, где нефтеносны все горизонты: кизеловский, черепетский, упинский и малевский, которые представляют собой единый нефтяной резервуар. Сложены они известняками.
Коллекторские свойства определены как по керну (проницаемость 0,0269 мкм2, пористость – 13%, нефтенасыщенность – 69%), так и по результатам геофизических исследований (проницаемость 0,0269 мкм2, пористость – 10,5%, нефтенасыщенность – 76,9%). Среднее значение проницаемости, определенное по результатам гидродинамических исследований, низкое – 0,001982 мкм2. Результаты всех трех видов исследований характеризуют коллекторы как низкоемкие и низкопроницаемые.
Коллекторы верхнетурнейского подъяруса относятся к поровому типу.
Нижние границы значений пористости и проницаемости, принятые для разделения коллектор-неколлектор, равны; Кпор.=8,5%, Кпрон.=0,001 мкм2.
Терригенные отложения бобриковского горизонта характеризуются резкой фациальной изменчивостью разреза, различным числом и сочетанием песчано-алевролитовых пластов, значительным изменением толщин, как всей толщи, так и отдельных пачек.