курсовая. курсовая энгм. Группа 3Н20419 Курсовой проект
 Скачать 413.23 Kb.
|
 ННК Н 01-22Валиев А.Н.  Группа 3Н204-19 Курсовой проект  Министерство образования и науки Республики Башкортостан Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение Нефтекамский нефтяной колледж Специальность 21.02.01 Группа 3 Н204-19 Причины образования парафина, осложняющую эксплуатацию добывающих скважин и эффективность методов предупреждения в условиях Гареевского месторождения Пояснительная записка ННК Н204-19.054.01-22 ПЗ Студент Валиев А.Н. Руководитель курсового проекта Ибрагимова И.М. Консультант геологического раздела Кахтачева Э.Р. Консультант раздела сбора и подготовки скважинной продукции Харисов В.Р. Консультант раздела автоматизации технологических процессов в добычи нефти и газа Мухамадиева Г.Д. Содержание
Введение При эксплуатации нефтяных скважин с помощью электроцентробежного насоса и штангового глубинного насоса приводит к образованию отложение различных асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). При добыче и транспортировке нефти с высоким содержанием парафина в результате процесса отложения АСПО на внутренней поверхности внутрискважинного оборудования происходит износ, сужение диаметра насосно-компрессорных труб, возникают неполадки в работе УЭЦН и УШГН, а также закупоривание капилляров продуктивного пласта и ухудшение фильтрационно-емкостных свойств горных пород. На Гареевском месторождение применяют технологию по предупреждению образования отложений, а также методов по их удалению. Наиболее эффективным методом по удалению парафиноотложений является механический - удаление парафина с помощью механических скребков. Скребок механический предназначен для очистки внутренней поверхности обсадных или насосно-компрессорных колонн от перфорационных заусенцев, ржавчины, цементной корки, парафина, глинистой корки, цементной оболочки и других отложений. В курсовом проекте рассматриваются причины образования парафина и методы предупреждения в условиях Гареевского месторождения. 1 Геолого-промысловый раздел 1.1Общие сведения о месторождении Гареевское месторождение расположено в северо-западной части Республики Башкортостан на территории Калтасинского района. Вблизи его находятся Арланское (на запале), Орьебашское (на севере), Кузбаевское (на северо-востоке), Надеждинское (на юго-востоке) нефтяные месторождения. По природным условиям месторождение относится к Прибельской увалисто-волнистой равнине, находясь и междуречье Быстрого Таныпа и Буя. Ближайшими крупными населенными пунктами являются г. Нефтекамск и районный центр- c. Калтасы. Район пересечен сетью благоустроенных автомобильных дорог. В 30 км к северу от месторождения проходит железная дорога. Месторождение открыто в 1982 году, в разработку введено в 1983 году. Сбор и транспортировка нефти осуществляется по нефтепроводу Чернушка-Кутерем, присоединенному к магистральному нефтепроводу Арлан-Чекмагуш-Уфа. Вода для нагнетания в продуктивные горизонты с целью поддержания пластового давления добывается из водоносного пласта CVI бобриковского горизонта. Энергоснабжение района осуществляется от Кармановской ГРЭС. Нефтеносными объектами месторождения являются карбонатные коллекторы среднего карбона и песчаный пласт СII тульского горизонта. В 1999 году по решению АНК Башнефть к Гареевскому месторождению отнесен участок района скважины 121 неф, ранее входивший и границы Южного месторождения. 1.2 Стратиграфия, литология и тектоника За основу стратиграфического разреза принята унифицированная схема стратиграфии и корреляции среднего и верхнего палеозоя Русской платформы 1989 г. Геологический разрез Гареевского месторождения представлен типичным разрезом платформенной части Башкортостана и включает отложения четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем. Отложения последней залегают на размытой поверхности вендского комплекса. Лишь одной скважиной (19НЕФ) вскрыты девонские отложения до глубины 2029 м. Карбонатные породы в разрезе составляют более 70%. В региональном тектоническом плане Гареевское месторождение расположено в северо- восточной части Бирской седловины. Тектоническое строение додевонских (вендский комплекс) и девонских отложений на месторождении не изучено. Отложения вендского комплекса вскрыла лишь одна скважина (19НЕФ). В турне-фаменское время и пределах Бирской седловины в результате тектонических движений некомпенсированного осадконакопления образовалась Актаныш-Чишминская ветвь Камско-Кинельской системы прогибов. Для неё характерно уменьшение толщин турне-фаменских отложений и центральной части прогиба, образование барьерных рифов бортах депрессии и одиночных рифовых массивов и различных каннах прогиба, часто объединяющихся валы или валообразные поднятия. На одном из таких валов - Карабаевском, располагается Гареевское месторождение нефти. Залежи нефти Гареевского месторождения приурочены к локальным структурам. Размеры залежей обусловлены размерами этих структур и зонами развитии коллекторов продуктивных отложений месторождения. Промышленно нефтеносными на Гареевском месторождении являются карбонатные породы каширского (пачки Скш2нх, Скш2иж, Скш4) и верейского (пачки Саз, Св4) горизонтов среднего карбона, вскрытые на глубине соответственно 990 и 1010 м, а также терригенные отложения тульского горизонта (пласт СП) горизонта нижнего карбона, вскрытые на глубине 1350 м. Таким образом, в геологическом разрезе месторождения выделяются 6 продуктивных пачек (пластов), промышленная нефтеносность которых установлена в процессе опробования эксплуатации. Нефтеносные пачки (пласты) можно объединить в продуктивные толщи: верхнюю (отложения среднего карбона) и нижнюю (пласт тульского горизонта). Раздел плотных водоносных пород между ними составляет около 300 м. Каширский горизонт представлен, в основном, известняками различного типа, реже доломитами. Продуктивные пачки каширского горизонта Скш2вх, Скш2нж и Скш4 представлены чередованием пористо-проницаемых и плотных разностей известняков. Коллекторами являются, главным образом, органогенные и органогенно-обломочные известняки, В органогенно-обломочных разностях коллекторские свойства определяются типом цементации. Цементом является тонкозернистый пелитоморфный известняк. В случае базального или порового типа цементации породы теряют проницаемость коллекторами не являются. К коллекторам относятся органогенно-обломочные известняки с цементом неполного заполнения пор. Тип коллекторов поровый и порово-каверновый. Отмечаемая сульфатизация и доломитизация приводит к уменьшению пустотного порового пространства. Коллекторы пачки Скш2вх охарактеризованы 25 определениями пористости и 13 определениями проницаемости, Средняя пористость их равняется 0,15 доли ед., проницаемость - 0,174 мкм2. Пористость коллекторов пачки Скш2нж по 33 определениям составляет 0,16 доли ед., а проницаемость по 10 определениям - 0,023 мкм2. По данным керна коллектора пачки Скш4 имеют самую низкую пористость (0,134 доли ед.) и проницаемость (0,009 мкм2) среди продуктивных пачек каширского горизонта В разрезе верейского горизонта продуктивными являются почки Св3 и Св4, залегающие в нижней его части. По литологии и типу коллекторов они подобны продуктивным пачкам каширского горизонта. Коллектора обеих пачек по результатам лабораторных определений имеют близкие значения средней пористости (0,16 доли ед. - пачка Св3, 0,165 доли ед. - пачка Св4). Средняя проницаемость коллекторов пачки Св3 равняется 0,159 мкм2, пачки Св4 - 0,358 мкм2. Нижний предел пористости по продуктивным отложениям среднего карбона принят равным 0,095 доли ед. Недостаточный объём информации по отложениям продуктивных пачек среднего карбона не позволил определить критическое значение проницаемости этих пород. По аналогии с соседним Надеждинским месторождением значение проницаемости равно 0,0023 мкм2. Из шести пластов, выделяемых в разрезе тульского горизонта, нефтеносен в пределах Гареевского месторождения лишь пласт CII. Пласт представлен серыми с буроватым оттенком песчаниками, кварцевыми, мелкозернистыми, с примазками и включениями глинисто-кремнистого вещества, с бурыми пятнами гидроокиси железа, с микровкраплениями пирита. Цемент глинистый (гидрослюдистый). Тип цементации разнообразный, от контактового до базального. Средняя пористость коллекторов пласта CII, определенная по 151 образцу, равняется 0,21 доли ед., а проницаемость - 1,356 мкм2. Нижний предел пористости пласта принят равным 0,15 доли ед. При этом значении пористости равна 0,021 мкм2. В целом по почкам и пластам наблюдается неплохая сходимость результатов, данных ГИС панорама керна. Значительные расхождения по пачкам Св3 и Св4 объясняются ограниченным количеством скважин с определениями керна, и выносом образцов более плотных пород. Выявленные и пределах месторождения залежи по всех продуктивных горизонтах пластовые структурного, структурно-литологического типа. Анализ материалов по исследованию скважин, результатов изучения свойств коллекторов, их распространения, учет воздействия, движущих сил жидкости и породы позволяют определить начальный режим залежей и карбонатных отложений, и песчаного пласта CII как упруго - водонапорный. С падением пластового давления в процессе эксплуатация режимы изменяются. В залежах отложений каширского горизонта поддержание пластового давления закачкой воды нецелесообразно. При снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом упруго -водонапорный режим этих залежей смениться режимом растворенного газа. Давления ниже давления насыщения нефти газом. В залежах месторождения, где эксплуатация осуществляется с поддержанием пластового давления, упруго - водонапорный режим сохраниться. Это относится к залежам в отложениях верейского и тульского горизонтов. 1.3 Физико – химические свойства нефти, газа и воды Исследования состава и свойств нефти производились в лабораториях ЦНИПРа НГДУ Краснохолмскнефть, ЦНИЛе Бирской ГПК и в лаборатории исследования физико - химических свойств пластовых и поверхностных флюидов Башнипинефть. Пластовые пробы нефти отбирались на глубине с сохранением естественного газосодержания, пластового давления и температуры по отработанной методике. Пробы поверхностной нефти отбирались с устья скважин при их опробовании в колонне и испытателем пластов на трубах (ИПТ). Результаты анализов проб, условия отбора и хранения которых были нарушены, отбракованы. Пластовые нефти продуктивных пачек карбонатной толщи среднего карбона (КТСК) изучены по 12 пробам из 4 скважин, в том числе по 8 пробам при раздельном опробовании пачек. Анализами не охарактеризована нефть продуктивной пачки Скш4. Нефти продуктивных пачек близки по своим свойствам (таблица 1). Плотность разгазированной нефти по пачкам изменяется от 847 до 869 кг/м3, составляя в среднем по КТСК 861 кг/м3. Вязкость сепарированной нефти изменяется от 7,67 до 12,50 мПа·с. Среднее значение вязкости равняется 10,12 мПа·с. Таблица 1 - Свойство пластовой нефти Гареевского месторождения
Более легким и менее вязким в отложениях КТСК являются нефти продуктивных пачек верейского горизонта. Газонасыщенность нефти изменяется в небольшом нефти изменяется в небольшом диапазоне, составляя в среднем для отложения КТСК 16 м3/т. Исследования разгазированной нефти проводились по 28 пробам, в том числе по 19 пробам, отобранным при раздельном опробовании объектов. Плотность нефти в поверхностных условия по пачкам КТСК изменяется от 851 до 873 кг/м3, составляя в среднем 864 кг/м3. Это значение близко к плотности нефти по глубинным пробам (861 кг/ м3). Вязкость нефти варьирует от 9,28 до 16,4 мм2/с составляя в среднем 13,45 мм2 /с. Нефть относится к категории вязких. При сравнении средних значений по горизонтам наблюдается те же особенность, что и по глубинным пробам: более тяжелые и более вязкие нефти отложений каширского горизонта. Так, плотность нефти каширского горизонта в среднем равняется 869 кг/м3, верейского - 857 кг/м3, вязкость равняется 14,9 и 11.5 мм2 /с соответственно. Пластовые нефти пласта CII тульского горизонта изучены по 10 пробам из семи скважин. По плотности (889 кг/м3) нефть пласта относится к категории тяжелых. Она значительно более вязкая, чем нефти пачек КТСК. Нефть пласта CII, отобранная в поверхностных условиях, тяжелая (890 кг/м3) и вязкая (36,45 мм2 /с). Нефти всех горизонтов месторождения относятся к категории вязких, нефть пласта CII - еще и к тяжелой нефти. Компонентный состав разгазированной нефти определен только по одной глубинной пробе нефти пачки Скш2 нж двум пробам пласта CII. Газы всех продуктивных объектов месторождения относятся к категории жирных, так как на их состав входят тяжелые углеводороды (пентаны и гексан). По суммарному содержанию метана, этана и пропана попутные газы нефти среднего карбона и пласта CII схожи (таблица 2). В составе газов обеих продуктивных толщ сероводород и гелий отсутствуют. Нефти месторождения характеризуются значительным содержанием серы, парафина и силикагелевых смол (таблица 3). По их содержанию нефти среднего карбона относятся к сернистым (1,69 % серы), парафинистым (2.60 % парафина) и смолистым (13,2 % смол), а нефть пласта CII к высокосернистым (2,68 % серы), парафинистым (2,55 % парафина) и высокосмолистым (17,42 % смол). Таблица 2 - Компонентный состав нефтяного газа Гареевского месторождения (% масс)
продолжение таблицы 2
Таблица 3 - Физико- химические свойства и фракционный состав разгазированной нейти Гареевского месторождения
Из редких металлов в нефти месторождения отмечено наличие ванадия и никеля, содержание которых в нефти пласта CII превышает минимальные кондиционные нормы. Водоносность месторождения изучалась в процессе испытания скважин на приток пластового флюида. Притоки воды получены при опробовании отложений каширского, верейского горизонтов и башкирского яруса среднего карбона, тульского и бобриковского горизонтов терригенной толщи нижнего карбона, входящих в состав среднего гидрогеологического комплекса. Высоководонапорным горизонтом является песчаный пласт CVI бобриковского горизонта. Воды пласта CVI используется для закачки в продуктивные отложения Гареевского месторождения с целю поддержания пластового давления. Пластовые воды представляют собой минерализованные растворы, содержащие в основном хлориды кальция, магния и натрия. По классификации Сулина В.А. они относятся к хлоркальциевому типу. Плотность воды по горизонтам изменяется от 1126 до 1179 г/см3, общая минерализация- от 206,7 до 277,7 г/дм3 при общей тенденции увеличения вниз по разрезу. Преобладают хлориды калия и натрия, образующие первую соленость, величина которой колеблется от 75 до 82 %. Концентрация кальция в два с лишним раза больше концентрации магния. Минерализация вод, показателем которой является отношение Na/Ca изменяется от 0,756 до 0,832. Во многих пробах присутствует микрокомпоненты: бром, йод, двуокись бора, аммиак, окислы железа. Содержание брома по анализам вод всех горизонтов выше минимальной кондиционной нормы. 1.4 Текущее состояние разработки месторождения В целом по Гареевскому месторождению на 1.01.2019 г отобрано 1498,0 тыс.т нефти при отборе 5921,7 тыс.т жидкости. Текущая обводненность продукции -88,5%. Терригенные отложения эксплуатируются с 1983 г. Максимальный фонд добывающих скважин был достигнут к 1989 г, на эту же дату была полностью освоена система ППД. Добыча нефти велась по 20 добывающим скважинам, закачка воды осуществлялась в 3 нагнетательные скважины. Режим эксплуатации – жестко -водонапорный. В качестве рабочего агента использовалась высокоминерализованная вода пласта CVI. На дату анализа из пластов данного объекта разработки было отобрано 960,9 тыс.т нефти и 4435,5 тыс.т жидкости. В пласт закачено 3033,8 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой составила 74,4%. В Связи с недозакачкой в пласт воды средневзвешенное давление в зоне отбора равно 10,7 МПа, что на 4 МПа ниже первоначального. Обводненность продукции достигла 89,64%, накопленный водонефтяной фактор - 3,6 т/т. Текущий дебит одной добывающей скважины по нефти составляет 5,8 т/сут, а по жидкости 37,1 т/сут. На Гареевском месторождении в отложениях нижнего карбона нефтеносным является только пласт CII. Как уже отмечалось, пласт представлен 5 залежами. Основные запасы (61%) сосредоточены в залежи 3а. Выработка запасов по этой залежи ведется с ППД. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 38,3%. Остальные четыре залежи - небольшие по размерам, разрабатываются единичными скважинами на режиме истощения пластовой энергии. На карбонатные коллекторы верейского горизонта пробурено 67 скважин, из которых 32 добывающих, 7нагнетательных, 22 находятся в бездействии, 5 скважин относятся к категории ликвидированных или ожидания ликвидации, 1 контрольная. По состоянию на 1.01.2019 г. из пластов верейского горизонта добыто 530,7 тыс.т нефти, что составляет 22,1% от начальных балансовых запасов данного объекта. Карбонаты верейского горизонта представлены одной залежью. Разработка осуществляется с ППД. С начала разработки в пласты закачано 1787,8 тыс.м3 воды при отборе 1469,8 тыс.т жидкости. Отбор жидкости полностью компенсируется закачкой воды. Накопленная компенсация составляет 122,8%. Средневзвешенное давление находится на уровне 7,86 МПа. Средняя обводненность достигла 82,2%, средние дебиты по нефти и жидкости равны соответственно 0,9 т/сут и 4,1 т/сут. В разрезе карбонатных коллекторов выделено два нефтесодержащих пласта В3 и В4. Разработка верейского горизонта, в основном, осуществляется за счет пласта В3. Из всего числа пробуренных скважин 35 работают совместно с пластом В4. Из пласта В3 отобрано 433,6 тыс.т нефти, что составляет 23,7% от начальных балансовых запасов нефти. Закачка ведется в 7 нагнетательных скважин, по данным РГД все скважины принимают воду. С начала разработки в пласт закачано 1397,3 тыс.м3 воды, отобрано 1200,8 тыс.т жидкости. Разработка пласта В4 ведется также с поддержанием пластового давления. По сравнению с В3 пласт В4 характеризуется более низким коллекторскими свойствами. На 1.01.2019 г. из пласта В4 отобрано 97,1 тыс.т нефти (это 16,9% от начальных балансовых запасов), 269 тыс.т жидкости, закачано 390,5 тыс.м3 воды. Карбонаты каширского горизонта представлены тремя пластами К2вх, К2нж, К4. Разработка данного объекта будет осуществляться возвратным фондом скважин на режиме истощения пластовой энергии. Накопленная добыча нефти составила 7 тыс.т. Пласт К2вх представлен 6 залежами нефти, из которых эксплуатируются только три. Основные запасы категории С1 сосредоточены в залежах 3а и 3д. запасы пласта К2нж содержаться в залежи 3, разработка которой осуществляется 4 добывающими скважинами. Пласт К4 представлен двумя небольшими залежами. 2 Расчетно-технический раздел 2.1 Технология проведения работ 2.1.1 Добыча нефти механизированным способом | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||