Арланское месторождение. КУРСОВАЯ11111. Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы
 Скачать 382.83 Kb.
|
 Введение Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространение получил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования солей предопределяет период последствия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солей. Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от величины адсорбции ингибитора солеотложений на поверхности породы пласта. При этом, чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращения образования отложений солей. Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Необходимо знание физико-химических процессов и причин, вызывающих отложения солей в различных условиях залегания нефти, умение заранее прогнозировать, надежно контролировать и своевременно предотвращать возможное появление солевых осадков в процессе эксплуатации скважин. Особое внимание нужно уделять правильному выбору нужных методов борьбы с отложением солей, позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых условиях с учетом экономической целесообразности. 1. Геолого-промысловый раздел Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения Бураевское нефтяное месторождение в административном отношении расположено на территории Бураевского, Янаульского и Калтасинского районов Республики Башкортостан, 30 км юго-восточнее г. Янаула. Недропользователем является ОАО АНК «Башнефть». На право пользования недрами на территории месторождения выдано две лицензии. Лицензия на право пользования недрами на Бураевском нефтяном месторождении УФА № 11926 НЭ от 18.11.2003 г. выдана сроком по 31.12.2038 г. Лицензия на право пользования недрами на Бураевском - 1 участке Бураевского нефтяного месторождения УФА № 00728 НЭ от 01.11.2007 г. выдана сроком по 31.12.2028 г. Месторождение располагается в районе с развитой инфраструктурой. Дорожная сеть представлена, в основном, грунтовыми дорогами, вблизи проходят шоссейные дороги Уфа-Бирск-Янаул и Дюртюли-Бураево. Севернее проходит железная дорога Москва– Казань–Екатеринбург, ближайшей железнодорожной станцией является г. Янаул. Ближайшими населенными пунктами являются сс. Актуганово, Старый Варяш, дд. Абдуллино, Будья-Варяш, Бустанаево, Наняды, Новояшево, Семенкино, Старояшево, Сумсабашево. В непосредственной близости от месторождения в промышленной разработке находятся: на севере – Четырманское, на западе – Кузбаевское, к юго-западу – Горьковское, к северо-востоку – Ургинское, Яндовское нефтяные месторождения. В орогидрографическом отношении территория месторождения относится к бассейну р. Быстрый Танып, впадающей в р. Белую. Основной водной артерией являются правый приток р. Быстрый Танып р. Гарейка с левыми притоками рр. Ургиелга, Актуганка, Яш (с правым притоком р. Назвеей) и правыми притоками рр. Умангора (с правыми притоками рр. Наняды и Байман), Кукмакчишма, Варяш, Капь, Исанбайка, Малягуш, Пекен, Кичак. Территория месторождения расположена в пределах Прибельской увалисто-волнистой равнины. Рельеф представлен слабовсхолмленной равниной, пересеченной долинами рек, ручьев и оврагов. Средние абсолютные отметки поверхности на территории Бураевского месторождения составляют 80–170 м, у останцовых возвышенностей достигают 180-218 м 1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике Геологический разрез Югомашевского месторождения слагается в основном отложениями Палеозойского возраста, залегающими на размытой поверхности вендско-рифейских отложений и перекрытые неогеновыми осадочными образованиями. Геологический разрез Югомашевского месторождения является типичным для севера Башкортостана. В пределах месторождения он вскрыт до глубины 2359м. (скв. 231ТЕП) и представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и вендско- рифейским комплексом осадков. Югомашевское месторождение расположено в области рифового палеошельфа, в пределах которого выделен верхнефранско-нижнефаменский барьерный риф (Орьебаш-Максимово-Татышлинская полоса нефтеносных биогермных массивов), включающий в себя и локальные поднятия Югомашевского месторождения, отнесенные к разрезу шельфовых биогермов. Продуктивными на Югомашевском нефтяном месторождении являются верхние карбонатные отложения среднего карбона (пласт Скш4 каширского горизонта и пласт Св1 верейского горизонта), нижние карбонатные отложения среднего карбона (пласты Св3, Св4 верейского горизонта и пласт Сбш башкирского яруса ), терригенные отложения нижнего карбона (пласты СII, СIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3) тульского горизонта и пласт CVI бобриковского горизонта), карбонатные отложения турнейского яруса (пласт CTкз кизельского горизонта), карбонатные отложения фаменского яруса (продуктвная пачка среднефаменского подяруса Dфмс1, продуктивные пачки нижнефаменского подяруса Dфмн2, Dфмн3), карбонатные отложения аскинского горизонта (пачка Dас) терригенные отложения девона( пласты Dкн1, Dкн2 кыновского горизонта , пласт DI пашийского горизонта). Продуктивная пачка Скш4 выделяется в основании каширского горизонта («каширский репер»). Пачка Скш4 сложена доломитами и известняками, с редкими прослоями мергелей и аргиллитов. Пачка представлена коллектором практически во всех скважинах (коэффициент распространения - 0,997). В большинстве скважин пачка представлена двумя прослоями (коэффициент расчлененности равен 1,906). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Скш4 составляет 0,359. Средняя эффективная толщина пачки составляет 2,44 м. Продуктивная пачка Св1 залегает в верхней части верейского горизонта. Он перекрывается плотными глинисто-карбонатными породами толщиной 5-7 м. Подстилается пласт плотными глинистыми и глинисто-известковистыми породами. Пачка представлена коллектором в большинстве скважин (коэффициент распространения - 0,888). В основном пачка представлена одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,015). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св1 составляет 0,379. Средняя эффективная толщина пачки составляет 1,09 м. Продуктивная пачка Св3 соответствует верейскому реперу. Пачка Св3 представлена известняками органогенной и органогенно-сгустково-комковатой структуры. Пачка представлена коллектором во всех скважинах (коэффициент распространения равен 1,0). В основном пачка представлена двумя прослоями (коэффициент расчлененности равен 2,212). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св1 составляет 0,506. Средняя эффективная толщина пачки составляет 3,7 м. |