диплом.docx1. Введение Геологическая часть
 Скачать 1.4 Mb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ Введение……………………………………………………………………….. 5 1 Геологическая часть 1.1. Общие сведения о районе месторождения……………………………..... 7 1.2. Геологическое строение месторождения………………………………..... 8 1.3. Характеристика пластовых флюидов…………………………………..… 11 1.4. Состояние разработки месторождения………………………………..…. 13 2 Технико – технологическая часть 2.1. Показатели разработки месторождения………………………………...... 14 2.2. Состояние фонда скважин……………………………………………….. 18 2.3. Методы воздействия на ПЗП, применяемые на Самотлорском месторождении………………………………………………... 21 2.4. Обоснование выбранного метода воздействия на ПЗП………………... 22 2.5. Методы подбора скважин для проведения ГРП………………………... 23 2.6. Технология проведения ГРП……………………………………………. 27 2.7. Оборудование, применяемое для ГРП……………………………………. 29 2.8. Сравнительный анализ состояния фонда скважин при проведении ГРП в условиях пласта АВ1 (1-2) Самотлорского месторождения………….36 3 Расчетная часть 3.1 Расчет оценки эффективности ГРП в условиях пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения……………………………………………….. 39 4 Экономическая часть 4.1.Экономический эффект от проведения ГРП на Самотлорском месторождении……………………………………………………………….…45 5 Техника безопасности и охрана окружающей среды при проведении ГРП в условиях Самотлорского месторождения 5.1 Техника безопасности……………………………………………………... 49 5.2 Охрана окружающей среды…………………………………………….… 50 6. Современные разработки………………………………………………….. 52 Заключение……………………………………………………………………… 54 Список используемой литературы……………………………………..……...56 Приложение 1. Таблица 1.3.1. Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов АВ1(1-2), АВ1-3, АВ2-3Самотлорского месторождения………………………………………………………………..…58 ВВЕДЕНИЕ АО «Самотлорнефтегаз» - одно из крупнейших добывающих предприятий НК «Роснефть», которое ведет разработку самого большого в России Самотлорского месторождения. Предприятие создано в 1999 году, в результате реорганизации акционерного общества «Нижневартовскнефтегаз». Основными видами деятельности АО «СНГ», владеющим девятью лицензионными участками, является разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений. Площадь лицензионного участка Самотлор, разработку которого ведет Самотлорнефтегаз, - 2516,9 кв. м. На месторождении 9370 добывающих и 4328 нагнетательных скважин, оснащенных новейшим высокотехнологичным оборудованием. Протяженность нефтепроводов - 2490 км, водоводов - 2422 км, других трубопроводов - 445 км. Разветвленная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием общей протяженностью 1923 км проложена по всему месторождению. В Обществе трудятся свыше 6(шести) тысяч человек. Являясь одним из крупнейших работодателей Нижневартовска и Нижневартовского района, «Самотлорнефтегаз» придерживается принципов высокой социальной ответственности перед своими работниками и их семьями. Предприятие гарантирует благоприятные и безопасные условия труда, развивает культуру производства, социальный пакет. Кроме того, «Самотлорнефтегаз» реализует ряд масштабных программ, направленных на повышение качества жизни сотрудников. В их числе - негосударственное пенсионное обеспечение, санаторно-курортное лечение, беспроцентные займы на приобретение жилья. Свою работу АО «Самотлорнефтегаз» строит в тесном взаимодействии с администрациями Нижневартовска и Нижневартовского района. АО «Самотлорнефтегаз» - самое крупное добывающее предприятие НК «Роснефть», осуществляющее разработку месторождений и добычу полезных ископаемых на территории Нижневартовского района, является ответственным налогоплательщиком и недропользователем, на постоянной основе оказывает поддержку муниципалитетам в решении социально-значимых задач территорий. Выбранная тема является в настоящее время особо актуальной, так как: в настоящее время на разрабатываемых месторождениях России образовался большой фонд бездействующих скважин, ввод которых задерживается из-за отсутствия необходимых материально-технических средств. Это обстоятельство не только приводит к текущей потере в добыче нефти, но и изменяет проектные системы разработки месторождений, что в свою очередь ведёт к уменьшению конечной нефтеотдачи. Именно гидравлический разрыв пласта (ГРП) - один из способов, который позволяет значительно увеличить проницаемость ПЗП, а следовательно, и увеличить добычу. В дипломной работе будут рассмотрены методы воздействия на ПЗП, применяемые на Самотлорском месторождении, методы подбора скважин для проведения ГРП, технология проведения ГРП, оборудование, применяемое для ГРП на Самотлорском месторождении. Целью дипломной работы является изучение ГРП как метода, позволяющего остановить падение добычи нефти на Самотлорском месторождении и увеличить выработку запасов из средне- и низкопродуктивных коллекторов пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения акционерного общества «Самотлорнефтегаз». Задачи: Рассмотреть суть процесса ГРП на месторождении. Ознакомиться с условиями проведения данных операций. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Самотлорское нефтегазовое месторождение округлой формы площадью 3000 км2 находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо востока), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, Ватинского Егана и правых притоков реки Обь. Рельеф слабо пересеченный. Абсолютные отметки поверхности изменяются от плюс 45 до плюс 75 метров. Заболоченная на 80% площадь представлена четвертичными аномальными и озерно-суглинистыми песчаниками мощностью до 20 метров, грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа. На глубине от 200 до 350 метров распространены многолетние мерзлые горные породы с температурой от 0 0С до 0,5 0С, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительно. При относительном уровне грунтовых вод проявляется в разной степени сезонное пучение глинистых грунтов, иногда песчаных грунтов с прослойками глин. Допускаемые нагрузки на талый грунт составляют 0,5-1 кг/см2, на мерзлом 4-5 кг/см2. На площади месторождения отмечаются многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь равна 62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают. Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.
Промышленные залежи нефти установлены в пластах: ЮВ1, БВ21-22, БВ20,БВ19, БВ10, БВ1-3, БВ2, БВ1, БВ0, АВ8, АВ7, АВ6, АВ4-5, АВ2-3, АВ1-3,АВ1(1-2). Всего выявлено 64 залежи, из которых одна газовая - ПК1 и три нефтегазовых (АВ1-2, АВ2-3, АВ4-5). Горизонта ЮВ1 выделяются два пласта:ЮВ1-1,ЮВ1-2.Коллекторы пласта ЮВ1-3 повсеместно водоносны. Нефтеносными являются пласты ЮВ1-1 и частично ЮВ1-2, характеризующиеся сложным строением .В разрезах многих скважин пласты ЮВ1-1 и ЮВ1-2 сливаются друг с другом в самых разных сочетаниях, иногда замещаются алевролитами или аргиллитами. Пористость и проницаемость коллекторов по керну и ГИС изучены достаточно полно: пористость составляет 16 - 17%,проницаемость - 0,025мкм2. Эти пласты гидродинамически связаны и имеют единый контур нефтеносности. Залежи нефти пластов ЮВ1-1 и ЮВ1-2 приурочены к мелким структурным поднятиям. Пласты БВ19-22 (Ачимовская толща) характеризуется очень сложным строением. Породы-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами, средне отсортированными с умеренной глинистостью и высокой карбонатностью. От пласта БВ19 к пласту БВ21-22 наблюдается уменьшение количества песчаной фракции и медианного размера зерен. В этом же направлении происходит увеличение содержания мелкоалевритового и карбонатного материала. Коллекторы характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Это обусловлено преобладанием мелкозернистых фракций, вторичными изменениями (особенно карбонатизацией) и гравитационным уплотнением. Средневзвешенные значения проницаемости составляет- 0,20 мкм2, пористости - варьирует по залежам в пределах 18,1 - 19,0 %,. Залежи нефти пластов БВ19-22 приурочены к мелким поднятиям. На Самотлорском месторождении насчитывается 8 залежей. Тип залежей - пластово-сводовый с литологическим экраном. Горизонт БВ10 имеет сложное строение и представлен частым переслаиванием песчано-алевритовых пород. В толще горизонта БВ10 выделяются два пласта: верхний - БВ100 и нижний - БВ101-2.Пласт БВ100 развит в северной части площади, где коллекторы нефтенасыщены. В центральной части и далее к югу пласт представлен коллекторами лишь на отдельных участках площади в виде отдельных водоносных линз песчаников среди плотных пород. Литолого-коллекторские свойства Пласта АВ1(1-2) Эффективные толщины данного пласта по площади Самотлорского л.у. довольно устойчивы, хотя и изменяются в целом от 0 до 30,4 м. На диапазон Нэф от 12 до 20 м при этом приходится более чем 50% случаев, на диапазон 8-12 м – 22%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в диапазоне 8-20 м (55% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне – 66%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м не превышают 4% случаев. В разрезе горизонта АВ1(1-2) выделены два существенно различных типа строения, обладающих разными геолого-промысловыми характеристиками: глинистые коллектора типа «рябчик» и слабоглинистые и слаборасчлененные песчаные тела, идентифицируемые с барьерными палеобарами. Глинистые «рябчиковые» песчаники занимают большую часть площади пласта АВ11-2 в пределах Самотлорского лицензионного участка. Доля в нефтенасыщенном объёме пласта таких коллекторов составляет порядка 80-85%. По геофизическим данным в их разрезе иногда выделяются от 1 до 4 практически заглинизированных интервалов, которые зачастую имеют линзовидную форму залегания и не прослеживаются даже в соседних скважинах. Процессы фильтрации в глинистых «рябчиковых» песчаниках имеют очень сложный и до конца не изученный характер. Наиболее массивные высокопористые коллектора залегают в восточной части месторождения на Белозерном участке . Здесь они распределены по всей толщине пласта или тяготеют к его кровле и середине. На запад эффективная толщина убывает, причем хорошие коллекторы присутствуют или в подошвенной части пласта, или в средней. Размеры этой зоны 12х6 км. Отдельными протяженными до 2,5 км зонами с шириной до 0,8 - 1 км слабоглинистые коллекторы увеличенной толщины распространяются на северо-запад от Белозерного участка к северной границе газовой шапки. В районе Мыхпайского поднятия эффективная нефтенасыщенная толщина увеличивается до 10-14 метров и хорошие коллектора присутствуют в средней и подошвенной частях пласта. Аналогичный разрез характерен и для пограничной зоны между Приобским и Черногорским участками. На остальной части Самотлорского месторождения слабоглинистые коллектора залегают отдельными пятнами, эффективная толщина которых не превышает 1 – 2 метра. Внутри таких песчаных тел по геофизическим данным нередко выделяются маломощные непроницаемые прослои линзовидного залегания, чаще всего определяемые как уплотненные карбонатизированные песчаники. Они могут оказывать определенное влияние на вертикальное перемещение флюидов но практически никак не препятствуют латеральной фильтрации.
Характер изменения физических свойств флюидов на месторождении Самотлор такой же как и в залежах, которые не имеют доступа к поверхности и, как правило, окруженные со всех сторон краевыми водами. Как правило, при уменьшении пластового давления и температуры - уменьшается глубина залегания. Так как нефть недонасыщена газом, то и давления их насыщения много ниже пластового. При приближении к водонефтяному контакту снижается газовый фактор, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти, и наоборот при приближении к сводам залежи. По составу, классификации ГКЗ самотлорскую нефть можно приурочить к парафинистым, легким, сернистым, малосмолистым и смолистым. По данным однократного разгазирования газосодержание меняется от 75 м3/т по пласту АВ4-5 до 96,6 м3/т по пласту ЮВ1, плотность пластовой нефти от 730 кг/м3 по ачимовской пачке до 774 кг/м3 по пласту АВ11+2, объемный коэффициент от 1,190 по пласту АВ4-5 до 1,273 по пласту БВ80, вязкость пластовой нефти от 1,14 мПа*с по пласту БВ10 до 2,15 мПа*с по пласту АВ4-5. По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти варьирует от 831 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 849 кг/м3 по пласту АВ4-5, газосодержание от 59 м3/т по пласту АВ4-5 до 82,9 м3/т по пласту ЮВ1, объемный коэффициент от 1,152 по пласту АВ4-5 до 1,213 по пласту ЮВ1. Поскольку данных для получения аналогичных зависимостей для нефтей пластов АВ6-8, БВ0-7, БВ16-22 не имеется, они принимаются для группы АВ6-8по аналогии с пластом АВ4-5, БВ0-7 - БВ8 и БВ16-22 - БВ10. Молярная масса пластовой нефти изменяется от 180 кг/кмоль по пласту ЮВ1 до 201 кг/кмоль по пласту АВ4-5. Нефти всех продуктивных объектов месторождения довольно близки по составу: молярная доля метана в них варьирует от 27 до 34% при характерном преобладании нормальных углеводородов над изомерами, содержание легких углеводородов состава С1-С5, растворенных в разгазированной нефти, изменяется от 7,8 до 12,7%. По своим физико-химическим свойствам и составу заметно отличаются разгазированные нефти горизонта АВ4-5, для них характерно преобладание изомеров над нормальными углеводородами, а содержание их легкой части значительно меньше и составляет 4,43%. В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти изменяется от 841 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 882 кг/м3 по пласту АВ4-5, средняя вязкость сепарированной нефти при 20оС - от 5,7 мм2/.c по пласту БВ10 до 18,2 мм2/.c по пласту АВ4-5. Среднее содержание серы изменяется от 0,6% по пласту ЮВ1 до 1,9% по пласту АВ4-5, парафина - от 1,9% по пласту АВ4-5 до 3,8% по пласту БВ81-3, смол селикагелевых - от 3,4 % по пласту ЮВ1 до 6,4% по пласту АВ4-5. Выход фракций до +300оС - от 42,8% по пласту АВ4-5 до 55,6% по пласту ЮВ1. Нефтяной газ стандартной сепарации жирный, метанового состава - среднее содержание СН4 изменяется от 62,78% (БВ8) до 86,90% (АВ4-5), с низким содержанием азота (менее 4%) и углекислого газа (менее 1,5%), сероводород отсутствует. По этим и головным компонентам газ, растворенный в нефти горизонта АВ4-5, заметно отличается от других продуктивных объектов. Прежде всего он более метановый и менее азотистый (содержание N2 составляет 0 - 0,49%), содержит этан в некондиционных количествах, т.е. менее 3,0%, существенно меньше в нем концентрации пропана и бутана. Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов АВ1(1-2), АВ1-3, АВ2-3 Самотлорского месторождения представлены в таблице в приложении 1.
Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение (Самотло́р) - крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Нижневартовском районе в Ханты-Мансийского автономного округа (Тюменской области), вблизи города Нижневартовска, в районе озера Самотлор. В переводе с хантыйского Самотлор означает "мёртвое озеро", "худая вода". Самотлорское месторождение было открыто в 1965 году, первая скважина пробурена в 1969 году. По величине извлекаемых запасов Самотлорское месторождение относится к категории уникальных, а по геологическому строению – к очень сложным. Самотлорское месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд т. Залежи находятся на глубине 1,6-2,4 км. Начальный дебит скважин составлял 47-200 т/сут. Плотность нефти составляет 0,85 г/см3, содержание серы составляет 0,68-0,86. Центр добычи - г. Нижневартовск. Нефтеносны 19 пластов, залегающие в отложениях мела и верхней юры. Накопленная добыча превысила 2200 млн. Площадь лицензионного участка Самотлора, разработку которого ведет Самотлорнефтегаз, – 2463,2 кв. км. На месторождении 8902 добывающих и 3901 нагнетательных скважин, оснащенных новейшим высокотехнологичным оборудованием. Протяженность нефтепроводов – 2490 км, водоводов – 2422 км, других трубопроводов — 445 км. 2. ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Показатели разработки месторождения Текущие запасы нефти по Самотлорскому месторождению на 1.01.16 г. составляют 964735 тыс.т. Кратность запасов 64 года. На каждую добывающую скважину (8194) приходится 117,7 тыс.т остаточных запасов. Текущая обводненность продукции-93,5%, а темп отбора нефти от текущих запасов 1.5% . Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,340. Если исключить запасы пласта AВ1 (1-2) и пластов Б19-22 ачимовскай толщи (платы Б19-22), разработка которых осуществляется выборочно, то коэффициент нефтеизвлечения по объектам, находящимся в активной разработке, составит 0,350. Структура остаточных запасов нефти представляется следующей: 300 млн.т - это объем возможной добычи нефти без учета экономических ограничений при сложившихся параметрах разработки, 680 млн.т- это трудноизвлекаемые запасы, которые можно реализовать лишь путем восстановления проектной системы разработки и применяя новые технологии (ГРП, зарезка боковых стволов, горизонтальное бурение), перевод на эксплуатацию вышезалегающих продуктивных пластов, ввод в разработку низкопроницаемого пласта AВ1(1-2) ("рябчик") и др. Добыча нефти должна была снизиться по проекту с 29106,7 тыс.т до 13673 тыс.т или на 47%. Фактически снизилась с 20148,2 до 15067,8 тыс.т или 25,2%. Темп снижения добычи нефти ниже проектного. Фактический объем добычи нефти за 5 рассматриваемых лет составил 86372,5 тыс.т или 87,3% от проектного. Анализ динамики обводненности показывает, что при проектном росте обводненности с 94,14% (1994г.) до 95,12% (1998г.), годовой темп обводнения составил бы 0,25%. Фактическая обводненность была 92,7% (1994г.) и 93,46% (1998г.). Темп обводнения был 0,18%, т.е. в 1,4 раза ниже. Длительный период эксплуатации при высокой обводненности характеризует этап многократной промывки пластов, при котором осуществляется процесс доизвлечения запасов нефти. В высокопродуктивных коллекторах вследствие капиллярной пропитки происходит доотмыв нефти из поровой матрицы. Практически важным технологическим мероприятием было проведение регулирования процесса нагнетания воды, перераспределение объемов между участками залежей нефти, имеющее цель уменьшить об-водненность продукции скважин и снизить энергетические затраты в условиях дефицита денежных средств. С 1993 года при разработке Самотлорского месторождения годовая текущая компенсация отборов жидкости снизилась с 110,5% до 103,7% (1994г.) и до 96,4% в 1998г. Снижение текущей компенсации не повлияло на состояние пластовых давлений - они остались на уровне первоначальных. Практически мало изменились и статические уровни в механизированных скважинах, определяющие величину дебитов жидкости в скважинах. Такое положение с энергетическими возможностями продуктивных пластов объясняется высокой накопленной компенсацией отборов жидкости закачкой воды. В связи с уменьшением действующего добывающего и нагнетательного фонда скважин плотность сетки, предназначенная для равномерной выработки запасов нефти, увеличилась с 16,3-25,9 га/скв по проекту до 36,5-87,7 га/скв или стала более редкой почти в 3 раза. Разбалансировка системы разработки месторождения, значительный неработающий фонд, разрежение сеток скважин явились основными причинами невыполнения проектных уровней добычи нефти. В целом по месторождению отобрано 68,6% от начальных извлекаемых запасов. Наибольшая выработка запасов по высокопродуктивным пластам: Б8 85,7% при текущей обводнености 94,88% и А4-5 71,57%. при текущей обводненности 96,21%. Из менее продуктивных пластов: БЮ отобрано 64,47% от НИЗ, А2-3 - 63,23%, A1-3 - 60,9%, А6-8 -57,6%. Наименьшей выработанностью характеризуются пласты ачимовской толщи (Б19-22) - 7,82% и пласт БО-2 - 15,3%. По этим пластам система воздействия не запроектирована. Текущий водонефтяной фактор в целом по месторождению выше 15,8 а накопленный 2,4. С наибольшим водонефтяным фактором, а значит с наименьшей экономической эффективностью разрабатываются: пласт А4-5 (текущий водонефтяной фактор - 25,4), пласт А6-8 (19,2), пласт Б8 (18,5), пласт А2-3 ( 11,5). За два последних года действующий добывающий фонд сократился на 5,6% (с 5035 до 4749). Значительно уменьшился обводненный до 50% фонд скважин (с 1062 до 790 или на 25,6%). Фонд скважин с обводненностью свыше 50% (до 98%) увеличился с 3067 до 3514 (на 447 скважин или 450 скважин или на 14,5%). Наиболее трудоемкими работами, связанными с капитальным ремонтом добывающих скважин, являются ловильные работы (устранение аварий) в 436 скважинах, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн в 104 скважинах, ремонтно-изоляционные работы в 444 скважинах и ликвидация 347 скважин. На долю наиболее сложных ремонтов приходится 68% объема КРС. Таблица 2.1.1. Объект АВ11-2 Основные показатели разработки на 1.01.2010 г
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||