диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ (Гремихинское). Дипломный проект руководитель проекта Кудинов В. И. Консультанты Общий раздел Кудинов В. И
 Скачать 1.51 Mb.
|
|
Министерство образования Российской Федерации Удмуртский Государственный университет Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Допустить к защите «__» 2004 г. Зав. Кафедрой, профессор _______ Кудинов В.И. Мартынов Андрей Викторович Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ ( термоциклического воздействия на пласт ) на Гремихинском месторождении.____ ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ Руководитель проекта Кудинов В.И. Консультанты: Общий раздел Кудинов В.И. 2. Технологический раздел Кудинов В.И. 3. Организационно-экономический раздел Сухоплюев В.А. 4. Охрана труда и безопасности Жуков В.К. жизнедеятельности 5. Охрана недр и окружающей среды Саламатова Т.В. Нормоконтролер: Шаймарданов В.Х. Дипломный проект защищен с оценкой _________ Секретарь ГАК _________ РЕФЕРАТ Проект содержит страницы, рисунков,таблицу, приложения. Ключевые слова: нефть, залежь, воздействие, теплоциклическое. Кратко охарактеризована геологическая характеристика Гремихинского нефтяного месторождения, описаны применяемые технологии повышения нефтеотдачи пластов тепловыми методами, освещены вопросы технического обеспечения. Произведен сравнительный анализ технологической эффектив-ности технологий по отдельно взятым элементам. По новой методике оценены технологические и экономические пре- имущества технологии теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП). Даны выводы и предложения. Освещены вопросы охраны труда и техники безопасности, охраны ок-ружающей среды и жизнедеятельности человека. ВВЕДЕНИЕ 1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 1.1.Геолого-промысловая характеристика месторождения 1.1.1.Общие сведения о месторождении. 1.1.2. Характеристика геологического строения залежи, коллекторов. 1.1.3. Состав и свойства пластовых жидкостей и газа 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1. История разбуривания, разработки и внедрения различных технологий на месторождении 2.2. Характеристика применяемых тепловых методов воздействия на пласт 2.2.1. Технология ВГВ 2.2.2. Технология ИДТВ и ИДТВ(П 2.2.3. Технология ТЦВП 2.3. Эффективность применения технологий те-плового воздействия на пласт 2.4. Расчет технологической эффективности ТЦВП-УЭ по сравнению с другими методами 2.5. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации 2.6. Динамика отборов нефти и жидкости и нагнетание агента в пласт 2.7. Анализ выработки запасов 2.8. Сопоставление фактических и проектных показателей 2.9.Методы контроля в процессе теплового воздействия на нефтяные пласты 2.10. Мероприятий по регулированию разработки по пласту А4 Гремихин-ского месторождения 3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3.1. Экономическая эффективность применяемых методов 3.2. Методика расчета экономической эффективности 3.3 Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти за 2002 год 4. ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 4.1. Общие требования 4.2. Требования к производственным площадкам и помещениям 4.3. Требования к оборудованию и механизмам 4.4. Требования безопасности при выполнении технологических операций и других работ на площадках парогенераторных ус-тановок (УПГ) при их эксплуатации 4.5. Требования безопасности при испытании паропровода 4.6. Требования безопасности при эксплуатации и ремонте па-ропроводов и пунктов распределения пара (ПРП) 4.7. Требования безопасности при выполнении технологических опе-раций и других работ на кустах 4.8. Требования безопасности, предъявляемые к обвязке устьев паронагнетательных скважин (ПНС) 4.9. Требования безопасности при исследова-нии паронагнетательных скважин 4.10. Охрана труда. 5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 5.1. Экологическая оценка месторождений 5.2. Источники загрязнения 5.3. Мероприятия по снижению отрицательного воздействия на окружающую среду Заключение Список использованных источников ПРИЛОЖЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ Трудноизвлекаемые запасы нефти Удмуртской Республики составляют более 61%. Запасы высоковязких нефтей составляют 18%. Существующие способы и методы разработки таких месторождений %. позволяют достигать конечный коэффициент нефтеизвлечения не выше 0,25 -0.29. Однако они требуют больших материальных затрат, в результате чего значительно повышается себестоимость добываемой нефти, что является сдерживающим фактором их широкого внедрения. Поэтому совершенствование существующих и создание более эффективных тепловых методов является важной задачей в нефтедобыче. При рассмотрении новых методов разработки месторождений высоковязких нефтей главными критериями их применимости являются: нефтеизвлечение с хорошими технико-экономическими показателями, т.е. с меньшими материальными затратами по сравнению с применяемыми методами. Темой моего диплома является анализ разработки. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях углубленной проработки отдельных принципиальных вопросах, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличения коэффициентов извлечения нефти с учетом экономической эффективности. В 1979 году ВНИПИтермнефть НПО Союзтермнефть была составлена технологическая схема разработки залежи нефти башкирского яруса Гремихинского месторождения с проведением опытно-промышленного нагнетания пара в пласт. Геологическая основа к этой технологической схеме подготовлена ТатНИПИнефть с использованием материалов разведочного бурения по 8 скважинам и подсчета запасов нефти и газа (ГКЗ СССР, протокол №5389 от 1 октября 1967г.). Было показано, что залежь нефти башкирского яруса отвечает регламентным критериям применения метода нагнетания теплоносителя в пласт по всем своим геолого-физическим параметрам за исключением глубины залегания объекта воздействия (1250м против рекомендаций 700-1000м.). 19 декабря 1973г. бюро Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР рассмотрело технологическую схему и приняло решение (протокол №843 от 19.02.1978г.) по разбуриванию залежи с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстояниями между скважинами 173м., по вводу залежи в разработку на естественном режиме и по проведению опытно-промышленного нагнетания пара в пласт. Гремихинское месторождение введено в промышленную разработку в июле 1981 года (до этого периода – находилось в консервации). Нагнетание теплоносителя в пласт начато с 18 октября 1983 года на первоочередном опытно-промышленном участке (скв.839). Существующая технологическая схема является логическим продолжением по проведению и использованию новых результатов научно-исследовательских работ, по характеристике геологического строения залежи, опыта разработки с нагнетанием теплоносителя в пласт, а также эксплуатации специальных технических средств и оборудования. 1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 1.1.Геолого-промысловая характеристика месторождения 1.1.1.Общие сведения о месторождении. Гремихинское месторождение открыто в 1964 году в процессе бурения параметрической скважины, подтвердившей нефтеносность каменноугольных отложений. Поисковое и разведочное бурение было начато в 1965 году и завершено в октябре 1967 года. В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность среднего и нижнего отделов каменноугольных отложений [1]. Существенной особенностью Гремихинского месторождения является высокая вязкость нефти в пластовых условиях и концентрация основных запасов нефти (около 90%) в массивной залежи башкирского яруса, сложенного трещиновато-пористыми карбонатами. В административном отношении Гремихинское нефтяное месторождение находится на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии в 25 км к востоку от Ижевска и к юго-западу от Воткинска. Территория площади относится к бассейну рек Кама и Позимь. Крупные реки в пределах площади отсутствуют, однако здесь берут начало мелкие реки Гольянка и Докша, являющиеся притоками реки Кама. Климат района континентальный с продолжительной зимой (6 месяцев). Среднегодовая температура +2°С. Годовое количество осадков около 500 мм. Население - русские, удмурты. Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, составляют 73,564 млн. т. /2/. Начальные извлекаемые запасы нефти - 25,011 млн. т. 1.1.2. Характеристика геологического строения залежи, коллекторов. Эксплуатационными объектами месторождения являются: базовый объект - залежь пласта А-4 башкирского яруса, возвратный объект - залежь нефти верейского горизонта того же стратеграфического комплекса и самостоятельный объект разработки - залежь нефти (яснополянского горизонта). Промышленная нефтеносность на Гремихинском месторождении связана с отложениями среднего (башкирский ярус и верейский горизонт), нижнего (яснополянский надгоризонт) карбона Продуктивные пласты верейского горизонта залегают на глубинах 995-1176 м. Промышленная нефтеносность установлена в пласте В-2. Нефтенасыщенные пласты сложены известняками оолитовыми, ракушечниками пористо-трещиноватыми, слабосцементированными. Разделены пласты слоистыми аргелитами. Эффективная толщина пласта В-2 колеблется от 2,8 до 4,4 м. Залежь нефти тульского и Бобриковского горизонтов залегает на глубине 1200 - 1400 м. Залежь имеет изменчивый литологический состав. Нефтенасыщенные пласты разделены непроницаемыми прослоями. Породы тульского и Бобриковского горизонтов - терригенные и сложены песчаниками, алевролитами и аргелитами. Песчаники мелкозернистые, глинистые, известковистые. Алевролиты - глинистые, с включением линз песчаника и обуглившихся растений. Залежь нефти башкирского яруса залегает на глубине 1075 - 1237 м. Литологически породы пласта А-4 образованы неравномерным переслаиванием (с содержанием СаСОз до 99,6%) светло-серых органогенно-обломочных, трещиноватых и пористых известняков. Цементитом служит кальцит, составляющий 5-7% от общего объема. В разрезе залежи выделяются от 14 до 17 пластов-коллекторов, отличающихся высокой неоднородностью по проницаемости (по данным керна - от 1,008 до 1,226 мкм2. Толщина пластов – каллекторов меняется в пределах 0,5-7,7 м, пластов перемычек (неколлекторов) – 1,0-3,6 м. (рис. 1) В геологическом отношении залежи нефти пласта А4 башкирского яруса характеризуется следующими особенностями: тип залежи пластово-массивный, сводовый с подошвенной водой. Приурочена она к брахиантиклинальной складке северо-западной ориентации с размерами по внешнему контуру нефтеносности 8,2 х 4,0 км. Свод складки - плоский со слабовыраженным рельефом. Этаж нефтеносности при наиболее приподнятом положении кровли нефтенасыщенных пластов равен 76 м. Углы падения пластов на крыльях складки составляют 2-4, а на своде они близки к 0. Залеж подпирается подошвенными водами водонапорного бассейна. Средняя абсолютная отметка водонефтяного контакта принята равной – 1000 метров. С учетом коллеторской характеристики продуктивных пластов и свойств насыщающих их нефтей разрез залежи делится на три продуктивные пачки: - верхняя пачка разреза объекта А-4 представлена продуктивными пластами с малыми толщинами, высоко расчлененными и со сравнительно низкой проницаемостью (55% от их общей нефтенасыщенной толщины - менее 0,100 мкм и остальные - около 0,200 мкм ); начальные балансовые запасы нефти пачки составляют 30,9% от общих и текущая их выработка не превышает 8% - средняя пачка - более представительная и по объемной и по качественной характеристике (проницаемость коллекторов меняется в пределах 0,520-1,220 мкм2, начальные балансовые запасы пачки нефти составляют 42,8 % от общих и текущая их выработка превышает 40%. - нижняя пачка представлена продуктивными пластами с очень низкой проницаемостью (менее 0,030 мкм2), начальные балансовые запасы нефти пачки составляют 26,3% от общих при весьма низкой текущей их выработке, не превышающей 1,5%. 1.1.3. Состав и свойства пластовых жидкостей и газа Нефть Гремихинского месторождения является тяжелой. Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 912 кг/м3 до 924 кг/м3, в среднем составляет 917 кг/м . Содержание селикагелевых смол меняется от 9,48 до 26,7% масс, асфальтенов - 1,33 - 8,8% масс. Содержание парафина изменяется от следов до 6,7% по весу. Содержание серы составляет до 3% по весу, то есть нефть высокосернистая. Нефть характеризуется низкими температурами застывания. Начало кипения нефти колеблется от 63 до 104°С. Общий выход светлых нефтепродуктов до 350°С находится в интервале 55 - 70 %. Основные параметры и состав нефти даны в таблице - 1,2 Растворенный в нефти газ в основном состоит из азота (до 81 %), общее содержание углеводородов равно 14% по объему. Содержание сероводорода - 0,27% по объему, а содержание гелия достигает 0,115%, содержание СОз -1,31%, а Н2 - 0,026%. Относительная плотность растворенного газа лежит в интервале 1,063 - 1,483 кг/м3. По химическому составу пластовая вода относится к хлоркальциевому типу с высокой минерализацией и метаморфизацией и плотностью 1150 - 1170 кг/мЗ. В водах яснополянского надгоризонта присутствует йод (4,2-14,8 мг/л) и бром (333-599 мг/л). Основные параметры базового объекта пласта А-4 представлены в таблице J. Таблица 1 Параметры и состав нефти
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||