Курсовая Ярактинское месторождение. курсовая. Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения
 Скачать 4.23 Mb.
|
Специальность 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (базовая подготовка) КУРСОВАЯ РАБОТА ПО УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЕ «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» на тему: «Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения» Выполнил студент 3 курса Группы Р 03-19 Ясырев Сергей Николаевич _______________________________ (подпись студента) Руководитель Попова Алена Назаровна _______________________________ (оценка) _______________________________ (Дата проверки) _______________________________ (подпись руководителя) ____________________ (дата регистрации) Оса 2022 Содержание Введение...................................................................................................................3 Особенности геологического строения Ярактинского месторождения и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов........................5 Общие сведения о месторождении...................................................................5 Нефтегазоносность............................................................................................7 Состав и свойства нефти и растворенного газа.............................................11 2. Анализ состояния разработки Ярактинского месторождения.......................14 2.1 Текущее состояние разработки месторождения..........................................14 2.2 Структура фонда скважин и анализ показателей их эксплуатации............16 3. Технологическая часть......................................................................................19 3.1 Классификация методов повышения нефтеотдачи пластов........................19 3.2 Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на Ярактинском нефтяном месторождении.............................................................22 3.3 Рекомендации по восстановлению продуктивности скважин.....................26 Заключение.............................................................................................................27 Список используемых источников.......................................................................29 Введение Увeличение нефтeотдачи пластов – актуальная пpоблема нефтяной наyки и нефтедобывающих предприятий. В настоящее время pазpабатываются и эксплyатиpуются месторождения с тpудноизвлeкаемыми запасами нефти, которые приypочены к низкопpоницаeмым, слабодpенируемым, неоднородным и расчленённым коллекторам. Нeсмотря на высокое pазвитие тeхники, и технологий добычи нефти, сpедняя нефтeотдача в США не пpевышает – 41%, а в России – 40%. Следоватeльно, болеe половины пеpвоначальных геологических запасов нефти остаются нeизвлечёнными. Для повышения нефтeотдачи, на месторождениях пpиходится пpимeнять спeциальные меpопpиятия по интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. И как следствие, необходим анализ применяемых технологий. В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта: - гидродинамические методы; - физико-химические методы; - тепловые, микробиологические и другие методы. В данной курсовой работе будут рассмотрены методы повышения нефтеотдачи пласта на примере Ярактинского нефтяного месторождения. В разные периоды разработки Ярактинского месторождения возникали и решались проблемы, связанные с осложнениями в добыче нефти. В настоящее время эти осложнения связаны в большей мере с низкой продуктивностью скважин, а также с необходимостью проведения капитального ремонта. В сложившейся обстановке необходимо выработать методы и методики наиболее эффективных и энергосберегающих технологий добычи нефти с максимальным извлечением запасов углеводородов. Целью настоящей работы является анализ проводимых в настоящее время методов повышения нефтеотдачи пластов на Ярактинском месторождении. Для достижения поставленных целей необходимо рассмотреть следующие задачи: изучить геолого-технологические особенности месторождения, а также состав и свойства нефти и растворенного газа; проанализировать текущее состояние разработки месторождения; рассмотреть состояние фонда скважин с целью возможности применения какого-либо метода воздействия на пласт; дать характеристику существующих методов повышения нефтеотдачи пластов проанализировать проведенные методы увеличения нефтеотдачи пласта; дать рекомендации по совершенствованию методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока жидкости к призабойной зоне пласта. Особенности геологического строения Ярактинского месторождения и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов Общие сведения о месторождении Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районов Иркутской области (Рис.1). В 80 км южнее Ярактинского месторождения расположено Марковское нефтегазоконденсатное месторождение. Климат района резко континентальный, со значительными колебаниями суточных и сезонных температур, с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Самыми холодными месяцами являются декабрь и январь с температурой воздуха до минус 48°С – минус 55°С. Обустроенных дорог на площади нет. Надежное передвижение и перевозка грузов возможна только по зимним дорогам в период с декабря по март. В летнее время перевоз возможен лишь вездеходным транспортом в сухую погоду. Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1969 году, а ведено в эксплуатацию в 1998 г. Впервые запасы УВС Ярактинского месторождения были подсчитаны в 1978 г. и утверждены ГКЗ в следующих объемах[17]: - газ (категории С1+С2) – 40008 млн. м3 (геологические); - конденсат – 8327 тыс. т (запасы конденсата подсчитаны при содержании 196,2 г/м3); - нефть (категория С1) – 43496 тыс. т (геологические)/11471тыс. т (извлекаемые). Запасы углеводородного сырья были пересчитаны и утверждены ГКЗ в 2008 г. (протокол № 1805 от 12.12.2008 г.).  Рис. 1 Обзорная схема Ярактинского НГКМ В 2014 г. по месторождению по ярактинскому горизонту был выполнен оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа, его результаты утверждены Федеральным агентством по недропользованию. После этого, уже в 2015 году уточнены запасы УВ по залежи. Итоговые запасы, согласно выполненной оценке, запасы нефти категории С1 составляют 98 647/47 563 тыс. т, категории С2 – 12 667/6 105 тыс. т; извлекаемые запасы растворенного газа категории С1 составляют 8 118 млн.м3, категории С2 – 1 061 млн.м3. Запасы свободного газа газовой шапки плюс свободный газ в целом по месторождению в сумме по категориям ВС1+С2 составляют 48 541 млн.м3, в том числе по категории С1 – 44 732 млн.м3, по категории С2 – 3 809 млн.м3. Запасы конденсата в целом составляют 9 068 тыс. т по месторождению, по категории С1 – 8 340/4 920 тыс. т, по категории С2 – 728/430 тыс. т, КИН 0,59. В 2014 г. по месторождению по верхнетирскому горизонту был выполнен оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа, его результаты утверждены Федеральным агентством по недропользованию (протокол № 18/224-пр от 21.04.2014 г.). Согласно выполненной оценке запасы нефти категории С1 составляют 1 163/302 тыс. т, категории С2 – 830/215 тыс. т; извлекаемые запасы растворенного газа категории С1 составляют 73 млн.м3, категории С2 – 52 млн.м3. Геологическое строение Ярактинского месторождения изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого-съемочных работ. В геологическом строении рассматриваемого района принимают участие породы архей-протерозоя, палеозоя и кайнозоя. Породы осадочного чехла полностью вскрыты на Ярактинской площади всеми пробуренными скважинами. С целью разведки и оконтуривания Ярактинского месторождения пробурено 49 скважин, 28 из которых - продуктивны. Толщина осадочной толщи составляет от 2570 м до 2740 м. Нефтегазоностность Нефтегазоконденсатная залежь Ярактинского месторождения приурочена к песчаникам ярактинского горизонта, залегающим на породах кристаллического фундамента и стратиграфически относящимся к непской свите нижнего венда (Рис.2) [14]. Мощность отложений ярактинского горизонта в пределах месторождения непостоянна и изменяется от 8 до 43 м. Наибольшие толщины, достигающие 43 м, отмечаются в юго-восточной части площади, средние и наиболее выдержанные значения, порядка 17-19 м, фиксируются в ее центральной части. В разрезе ярактинского горизонта выделяется два песчаных пласта, разделенных глинистой перемычкой, толщина которой достигает 7 м. Области минимальных значений глинистой пачки, в целом, соответствуют зонам максимальных значений мощностей нижележащего песчаного пласта [14]. Пласт неравномерно нефтенасыщенный. Нефтенасыщенность приурочена, главным образом, к верхней и нижней частям пласта. Толщины нижнего песчаного пласта изменяются от 0 до 35 метров. Характерной особенностью ярактинского горизонта является его литологическая вертикальная и латеральная неоднородность.  Рис.2 Геологический разрез Ярактинского месторождения  В таблице 1 приведены параметры продуктивных пластов Ярактинского месторождения[15]. Уменьшение песчанистости в восточном направлении происходит за счет обогащении разреза глинисто-алевритистыми прослоями и увеличения содержания глинистого цемента в самих песчаниках, что приводит к ухудшению ФЕС продуктивных пластов и разреза в целом. Таблица 1. Подсчетные параметры продуктивных пластов Ярактинского месторождения
В таблице 2 представлены обобщённые результаты ГДИ по скважинам нефтяной части Ярактинского месторождения. Таблица 2 Результаты ГДИ скважин Ярактинского месторождения
1.3 Состав и свойства нефти и растворенного газа При проведении термодинамических исследований были использованы значения пластового давления 25,40 МПа и пластовой температуры 38,0⁰С. Согласно проведенным термодинамическим исследованиям проб пластовой нефти ярактинского горизонта интервала перфорации 2945-3308 м скважины № 243 Ярактинского месторождения определено, что система находится в однофазном жидком состоянии[16]. По результатам однократной сепарации по скважине № 243 компонентный состав нефти в своем составе содержит до 0,036 % метана, 0,196 % этана 0,288 % и 0,827 % пропана. Из неуглеводородных компонентов углекислый газ и азот не обнаружен. Молекулярный вес 229,59 г/моль. По результатам ступенчатой сепарации по скважине № 243 компонентный состав нефти в своем составе содержит до 71,23 % метана, 12,66 % этана, 6,44 % пропана. Из неуглеводородных компонентов углекислый газ и азот не обнаружен. Молекулярный вес 23,06. После однократной и ступенчатой сепарации определялись физико-химические характеристики нефти и газа и их компонентный состав. По результатам исследований компонентный состав пластовой нефти в своем составе содержит до 47,71 % метана, 8,45 % этана, 4,53 % пропана. Из неуглеводородных компонентов не определялись углекислый газ и азот. Молекулярный вес 93 г/моль. Лабораторный анализ глубинных проб растворенного в нефти газа показал, что при однократном разгазировании компонентный состав приведен по результатам исследования проб по скважине № 243 газ метановый: среднее содержание СН4 составляет -72,33 %, С2Н6 -12,66 %, С3Н8 –6,44 %. Из неуглеводородных компонентов определены СО2 в количестве 0,282 %, N2 –2,05 %. В составе газа не обнаружено сероводорода. По результатам ступенчатой сепарации по скважине № 243 растворенный газ в своем составе содержит до 66,4 % метана, 7,8 % этана, 14,1 % пропана. Из неуглеводородных компонентов определялись углекислый газ (1,1 %), азот (1,4 %), гелий и водород – в тысячных долях. При дифференциальном разгазировании газосодержание равно 190,16 м3/т, объемным коэффициент – 1,378. Давление насыщения нефти –23,7 МПа, вязкость нефти 1,16 мПа*с. Пластовое давление-23,76 МПа, пластовая температура –38 ⁰С[16]. По данным физико-химических исследований нефть ярактинского горизонта интервала перфорации 2945-3308 м скважины № 243 Ярактинского месторождения малосернистая – содержание серы 0,115 %; парафинистая – содержание твердых парафинов 1,95 %; маловязкая – кинематическая вязкость при 20 ⁰С 11,67 мм2/с; малосмолистая – содержание смол силикагелиевых 1,78 %; легкая – плотность при 20 ⁰С 0,833 г/см3. Молекулярная масса разгазированной нефти составляет 190, температура застывания-29 ⁰С, содержание асфальтенов 0,12 %. При разгонке по Энглеру температура начала кипения нефти составила 53,5 ⁰С, выход фракций до 300 ⁰С составил 43,0 % об. Разгазированная нефть скважины № 243 Ярактинского месторождения по ГОСТ 51858-2002 относится к 1 классу, 1 типу. Нефть достаточно легкая, малосернистая, с небольшим содержанием асфальто-смолистых веществ и низкой температурой застывания. Объемный выход светлых фракций до 300 оС в нефти составил 49 %. Результаты комплексных исследований по составу и физико-химическим свойствам глубинных проб нефти и растворенного газа Ярактинского месторождения, характеристики флюидов приведены в таблицах 3,4. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
