«Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на советском нефтяном месторождении» - Дипломная работа

Содержание

ВВЕДЕНИЕ 3

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СОВЕТСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 4

2. ГЕОЛОГИЧИСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 7

2.1. Геолого-физическая характеристика месторождения 7

2.1.1. Геолого-геофизическая изученность 7

2.1.2. Стратиграфия 8

2.1.3. Тектоника 10

Пласт 15

2.1.4. Нефтегазоносность месторождения 15

2.2. Гидрогеологическая характеристика 17

2.2.1. Особенности геологического строения залежи горизонта АВ1 19

2.2.2. Литологическая характеристика коллекторов продуктивного горизонта АВ1 20

2.2.3. Фильтрационно–емкостная характеристика АВ1 21

2.2.4. Особенности нефтенасыщенности залежи горизонта АВ1 23

2.2.5. Физико–химическая характеристика нефти горизонта АВ1 24

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 26

3.1 Особенности выработки запасов нефти залежи А1 37

3.2 Текущее состояние месторождения и продуктивного горизонта А1 38

3.3. Разработка залежи нефти горизонта АВ1 40

3.4 Текущее состояние разработки пласта АВ1 45

3.5. Мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения объекта АВ1 50

3.6. Текущее состояние разработки пласта БВ8 52

3.7 Текущее состояние разработки промежуточных пластов 57

4 Методы интенсификации и увеличение нефтеотдачи пласта 67

4.1 Интенсификация отбора нефти на Советском месторождении 67

4.1.1 Назначение и существующие методы увеличения дебита скважин 68

4.2 Назначения и условия проведения кислотных обработок 70

4.2.1 Технология проведения кислотных обработок 72

4.2.2 Техника для проведения кислотных обработок 79

4.2.3 Реагенты, применяемые при кислотной обработке 80

4.2.4 Операции по интенсификации притока проводимые на советском месторождении 81

4. 3 Накопленный опыт использования и применения ГРП на Советском месторождении 84

4.4 Оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи 88

5. Техника безопасности и охрана окружающей среды 93

5.1. Общие требования 93

5.2. Охрана недр и окружающей среды 95

5.3 Мероприятия по безопасности при выполнении работ по ГРП 96

5.4 Требования к оказанию первой медицинской помощи 99

5.5 Обеспечение пожарной безопасности 100

5.6 Влияние проектируемых работ на охрану окружающей среды 101

- продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельной; 101

5.6.1 Мероприятия по защите окружающей среды 102

Заключение 104

Список литературы 105

Введение

Развитие нефтяной промышленности в Томской области началось в 1962 году с открытием Советского месторождения. В 1966 году оно введено в промышленную разработку. В соответствии с решением правительства в 70 и 80 годы активно осуществлялся ввод новых месторождений, расположенных на значительных расстояниях и в труднодоступных районах. Более того, эти месторождения связаны с низкопродуктивными верхнеюрскими отложениями и требующие уже на начальной стадии механизированной добычи, поддержание пластового давления и подготовки нефти. С 1966 года по декабрь 2003г. в Томской области добыто 203,8 млн. тонн нефти.

ОАО “Восточная нефтяная компания” НК «ЮКОС» разрабатывает 20 нефтяных месторождений, максимальный уровень добычи нефти был достигнут (19 млн. тонн) в 2003 г., бурилось 1200 тыс. м скважин. Эксплуатационный фонд составлял 4492 скважин, нагнетательных 1570, средний дебит 19,3 тонн/сут. Обводненность достигла 49,1%. По состоянию на 01.09.03г. в Томской области по категориям А+В+С1 разведано (без учета накопленной добычи) 440,8 млн. тонн нефти и предварительно учтено по категории С2 236,5 млн. тонн.

Необходимо, однако, отметить, что два месторождения, с которыми связанно 37% запасов, вступили в третью (снижающую) стадию разработки и обводненность продукции по ним составила более 80%.

Анализ показывает, что на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, за 1995-2020 г.г. может быть добыто 261,6 млн. тонн нефти, в том числе в 2005-36,9 млн. тонн, 2010-25,0 млн. тонн и 2020-22,1 млн. тонн. Таким образом, добыча нефти в Томской области будет непрерывно падать по месторождениям, находящимся в эксплуатации с 70-80 годов. Анализ показывает, что при интенсивной реализации программы ввода в разработку новых месторождений на территории Томской области добыча может быть стабилизирована на достаточно длительный период. Но планируемые к вводу в разработку месторождения являются мелкими за исключением Крапивинского, объемы добычи которого в настоящее время составляют 7 млн. тонн в год, и активно разбуривается. Ввод новых мелких месторождений в разработку и эксплуатация требуют значительных капиталовложений. Кроме того, интенсивный отбор на таких месторождениях не рентабелен, многие из них удалены от современных линий трубопроводного транспорта.

В современных условиях наиболее эффективный метод стабилизации добычи нефти – интенсификация разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пластов и рационализации эксплуатации дающего фонда, пересмотр бездействующего и простаивающего фондов.

На Советском месторождении, разрабатываемом цехами ЦДНГ-1,2 с марта 2001 года начаты работы по интенсификации добычи нефти. Реализация программы предусматривает достижение максимального дебита скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения и воздействия как на пласт, так и на систему вертикального движения жидкости.

Управление по добыче нефти и газа ОАО «Томскнефть» ВНК производит добычу нефти механизированным способом из скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов и штанговыми глубинными насосами. Основная доля добычи нефти ЦДНГ-2 производится механизированным способом. Скважинами, оборудованными УЭЦН на март 2004 года добывается 76% от общей добычи нефти. Фонд скважин оборудованных УЭЦН составляет 53 % от общего фонда скважин.

В ВКР поставлена задача на примере Советского месторождения проанализировать методы интенсификации, проводимые на месторождении.

Выдержка из текста работы

На Советском месторождении широко использовалось кустовое наклонно - направленное бурение. В кусте, состоящем из 3 - 10 скважин, как правило, бурилась одна вертикальная или почти вертикальная скважина, в которой выполняется более обширный комплекс промыслово - геофизических исследований, чем по наклонно - направленным, где отклонения от забоя иногда достигает 1км и некоторые геофизические приборы не проходят в скважину.

2.ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНЕНИИЯ.

2.1. Стратиграфия

Советское нефтяное месторождение приурочено к Соснинскому валу, осложняющему юго-восточную часть Нижневартовского свода и расположено в близи Самотлорского и Нижневартовского месторождений. В 1962 г. выявлена залежи на Сосниннской площади, Советской и Медведевской площадях. С 1966 г. было начато бурение одновременно с продолжавшимся разведочным на Соснинской и Советской площадях.

В геологическом строении месторождения принимают участие доюрский комплекс гетерогенных образований и терриген отложения мезозойско – кайнозойского платформенного чехла. Палеозойские породы в разрезе которых трещиноватые известняки, черные сланцы и плотные аргиллиты, эффузионные породы а также плотные известняки. Возраст отложений определяется неоднозначно от силура до турнейского яруса каменно угольного периода максимально вскрытая толщина отложений 100 метров.

Заключение

С 1990 года месторождение вступило в стадию снижающейся добычи. Снижение добычи обусловлено как выводом из разработки обводнявшихся скважин, так и снижением дебита скважин при увеличении обводненности. Гидродинамический анализ показателей разработки и лабораторные исследования показывают, что снижение продуктивности добывающих скважин связано с заметным снижением проницаемости призабойной зоны пласта при совместном течении воды и нефти.

Наиболее важными задачами разработки месторождения являются снижение темпа падения добычи нефти, увеличение коэффициента использования фонда скважин, интенсификация разработки и повышение нефтеотдачи продуктивного пласта А1. Среди традиционных способов интенсификации разработки, применявшихся на месторождении (соляно-кислотная обработка, пороховые генераторы давления, глино-кислотная обработка, дополнительная перфорация), наибольшая эффективность получена при гидравлическом разрыве пласта. С 2002 г. гидравлический разрыв пласта нашел еще более активно применение. Средний дебит после ГРП увеличился в 2,3 раза.

Список литературы

1. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. В.С.Бойко. М. Недра, 1990

2. Ю.В.Зайцев «Добыча нефти и газа» М-«Недра».

3. В.В. Рагулин, Н.М. Шавалеев, О.А.Латыпова. Выбор технологии очистки и предупреждения АСПО нефтепромысловых коммуникаций//Интервал, 2001, 10 (33), с.41-43.

4. Справочное руководство по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией Ш.К. Гиматудинова. М-«Недра», 1983г.

5. Освоение скважин. Справочное пособие. М.Недра,1999г.

6. Технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от солеотложений. НК «ЮКОС» ОАО «Юганскнефтегаз», Нефтеюганск 2002

7. Е.И. Бухаленко, Ю.Г. Абдулаев «Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования» М-«Недра», 1989г.

8. Отчет по подсчету запасов Советского месторождения. т.1, Томск,1980г.

9. Ю.С. Корнеев «Организация охраны труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах» М-«Недра»,1988г.

10. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. Утв.Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России 5.06.2003 г.