Диплом. диплом. Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения
 Скачать 448.47 Kb.
|
|
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ НГДУ – нефтегазодобывающее управление ЦНИПР – цех научно-исследовательских и производственных работ ВНК – водонефтяной контур ПАА – полиакламид ЩПР – щелочно-полимерный раствор ЩПВ – щелочно-полимерное воздействие ППД – поддержание пластового давления УЭЦН – установка электроцентробежного насоса УЭДН – установка электродиафрагменного насоса ШСНУ – штанговая скважинная насосная установка ЦНС – центробежный насос секционный НКТ – насосно-компрессорные труб.ы ЦА – цементировочный агрегат АЦ – автоцистерна ПЗП – призабойная зона пласта КНС – кустовая насосная станция ВНФ – водонефтяной фактор КМЦ – карбосиметилцеллюлоза АГЗУ – автоматизированная замерная установка СУН – сепарационная установка нефти ПАВ –поверхностно-активные вещества НСП – нефтяной сборный парк ЭВМ – электронно-вычислительная машина ПДК – предельно допустимые концентрации ПДВ – предельно допустимые выбросы ГО – гражданская оборона ЧС – чрезвычайная ситуация ВВЕДЕНИЕ Потребности 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 месторождения Геологический 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 CV и эксплуатацией целого ряда скважин. Пласт CIV – пласт тульского горизонта. Залежь вскрыта большим количеством скважин. ВНК не определен ни в одной из них. ВНК залежи определялся по соотношению отметок подошвы нефтяных и кровли водоносных песчаников. Подошва нефтяных песчаников в пределах залежи в скважинах № 7654 и № 8149 вскрыта на отметках 1184,9 – 1185,0 метров, а кровля водоносного песчаника вскрыта в скважине № 8192 и 9054 на отметках 1186,0 – 1186,7 метров. ВНК залежи принят в пределах отметок 1185,6 – 1186,7 метров. Не противоречат принятой отметке ВНК результаты раздельного опробования пласта C IV в скважинах № 94, 7654, 8149. Кроме того, водоносный песчаник из скважин № 7654, 8149 и водоносный песчаник из скважины № 8192, также подтверждают принятое положение ВНК. Подводя итог по определению и обоснованию ВНК по данным геолого-промысловых исследований в песчаных пластах терригенной толщи нижнего карбона, можно сделать вывод, что для всех залежей ВНК лежит практически на одной горизонтальной плоскости. Небольшие колебания отметок ВНК предположительно связаны с неоднородностью коллекторских свойств залежей. Погрешности точности измерений и, прежде всего, значительная кривизна ствола скважины также могут служить объяснением небольших колебаний отметок ВНК. Для основной залежи (для всех пластов средней пачки тульского горизонта ( , CV, CIV), по которой имеется небольшой фактический материал, установлен единый ВНК. Данное решение является характерным для соседних Арланского, Саузбашевского и Андреевского месторождений при установке ВНК.1.3 Характеристика продуктивных пластов и насыщающих пласт флюидов На Наратовском месторождении продуктивными коллекторами являются песчано-алевритовые пласты терригенной толщи нижнего карбона и карбонатные отложения турнейского яруса. Пласты расчленены по разрезу и прерывисты по площади. Свойства продуктивных пластов изучались геофизическими, гидродинамическими методами и анализировались по данным лабораторных исследований. Характеристики параметров продуктивных коллекторов по результатам исследований и анализа приводятся в таблице 1.1 Нефтеносность для песчаников терригенной толщи нижнего карбона определялась с помощью зависимости, полученной по результатам лабораторных исследований кернов нижнего карбона. Исследования проводились в институте БашНИПИнефть. Газонасыщенность определена по результатам лабораторных исследований при определении физических свойств нефти в пластовых условиях. Газовый фактор составляет 14 м3/т. Таблица 1.1 – Характеристика параметров продуктивных коллекторов
Продолжение таблицы 1.1
Толщина продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона колеблется от 0,5 до 6,5 метров. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина объекта не более 4 метров (таблица 1.2). Таблица 1.2 – Толщина пластов
Таблица 1.3 – Показатели неоднородности пластов
По таблице 1.3 можно проанализировать неоднородность продуктивных залежей. Сравнительный анализ неоднородности продуктивных пластов показал следующее: - наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты СV и наихудшими ;- выделяемые пласты СV, , и CIV отделены друг от друга алеврито-аргиллитовыми породами за исключением двух скважин № 67 и 7654, где отмечается слияние платов и .Характеристики нефти в поверхностных условиях ЦНИПРов НГДУ «Южарланнефть», НГДУ «Краснохолмнефть». Результаты исследований отражены в таблице 1.4. Таблица 1.4 – Свойства нефти в поверхностных условиях
Из таблицы 1.4 следует, что нефти терригенной толщи нижнего карбона относятся к тяжелым высоковязким нефтям (удельный вес нефти 0,893 – 0,900 т/м3, вязкость 41,5 – 55,3 см3/с), содержащих большое количество смол, серы и парафина. Выход легких фракций составляет 18 – 22 %. В ЦНИПРе НГДУ «Краснохолмнефть» и БашНИПИнефть изучались физические свойства нефти в пластовых условиях. Результаты исследований отражены в таблице 1.5. Таблица 1.5 – Свойства нефти в пластовых условиях
Исходя из данной таблицы, можно сказать, что нефти терригенной толщи нижнего карбона Наратовского месторождения тяжелые (удельный вес нефти в пластовых условиях равен 0,880 – 0,889 т/м3), вязкие (вязкость 25,3 – 33,9 МПа∙с), газосодержание является характерным для терригенных отложений Башкирии. Характеристика пластовых вод приведена в таблице 1.6. Удельный вес пластовых вод равен 1160 – 1180 кг/м³. Общая минерализация изменяется от 722,44 до 840,30 мг/экв на 100 гр. Таблица 1.6 – Состав пластовой воды
Воды по классификации Сулина В.А. относятся к хлоркальциевому типу. Попутные газы Наратовского месторождения жирные, содержание азота составляет 35%. Состав попутного газа отражен в таблице 1.7. В углеводородной части преобладающими являются метан и пропан. Содержание этана почти в 2 раза ниже, чем содержание бутанов, содержание бутанов, содержание которых приблизительно равно половине содержания метана. В целом содержание углеводородной части составляет 64%. Сероводорода в попутном нефтяном газе не обнаружено. Таблица 1.7 – Компонентный состав нефтяного газа
1.4 Текущее состояние разработки Наратовского месторождения По состоянию на 01.01.2005 года на месторождении пробурено 286 скважин [2]. Таблица 1.8 – Добыча нефти по способам эксплуатации
На данный момент в 10 скважинах добыча нефти ведется с помощью электроцентробежных установок, в 1 скважине с помощью электро–диафрагменной установки, в остальных скважинах с помощью штанговых глубинных насосов. Анализируя таблицу 1.8 можно сказать, что основная доля добычи нефти порядка 81,4% от общей годовой добычи нефти Наратовского месторождения осуществляется штанговыми глубинными насосами. Доля добычи жидкости штанговыми глубинными насосами составляет всего 58,2 %, против 41,8% добычи жидкости электроцентробежными насосами (УЭЦН). Данное обстоятельство, а так же анализ показателей разработки прошлых лет говорит о том, что количество скважин, оборудованных УЭЦН, с каждым годом сокращается вследствие падения дебита скважин по жидкости. Это объясняется, прежде всего, вступлением состояния разработки Наратовского месторождения в завершающую стадию. В таблице 1.9 даны основные показатели разработки Наратовского месторождения за 2004 – 2005 годы (с начала эксплуатации в таблице 1.11). Таблица 1.9 – Основные технологические показатели разработки Наратовского месторождения за 2004 – 2005 годы
Продолжение таблицы 1.9
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||