Нефтекислотный разрыв пласта на Арланском месторождении -Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Нефтекислотный разрыв пласта на Арланском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Дипломный проект содержит страниц текста, в том числе таблицы и рисунков.
СКВАЖИНА, СИСТЕМА ЗАВОДНЕНИЯ, ИНТЕНСИФИКАЦИЯ, ДОБЫЧА, НЕФТЕОТДАЧА, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ, ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА
В данной работе приведена геологическая характеристика Арланского нефтяного месторождения, анализ состояния разработки на сегодняшний день, состояние фонда скважин на месторождении. Проведен анализ проведенных в 2008 году на ряде скважин Арланского и Татышлинского нефтяного месторождения методов интенсификации приемистости нагнетательных скважин. Выбрано десять скважин для проведения комплексной обработки нефтекислотной эмульсией для увеличения приемистости нагнетательных скважин. Рассчитан экономический эффект от получения дополнительной добычи нефти, учитывая основные расходы на проведение обработки растворитель АСПО «МИАПРОМ»+НКЭ, налоговые отчисления и платежи. Включены разделы по охране труда и безопасности жизнедеятельности, охране недр и окружающей среды.
ВВЕДЕНИЕ


В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в увеличении количества вводимых месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти. Это обуславливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта.При разработке низкопроницаемых коллекторов все большее применение находят технологии, связанные с применением нефтекислотной эмульсии. НКЭ является одним из эффективных средств повышения эффективности ППД, а следовательно технико-экономических показателей разработки месторождений. В результате применения НКЭ при правильном выборе скважин и технологии можно существенно увеличить дебиты нефти и приемистость обработанных скважин. Известно, что продуктивность скважин во многом зависит от естественной проницаемости продуктивного пласта в целом и призабойной зоны - в частности. Кроме того, большое влияние на последующую производительность объекта оказывает характер и зона изменения проницаемости в процессе заканчивания и эксплуатации скважинУхудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить вследствие набухании глин, выпадения различных солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины, а также из – за гидратации пород. Кроме того, как показывают лабораторные и промысловые исследования, при освоении скважин возможно проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт, что приводит к частичному или даже полному закупориванию порового пространства коллектора на значительном удалении от фильтрата скважины.
В продуктивных пластах, основная масса пород которых имеет весьма низкую проницаемость очень эффективно применение обработки призабойной зоны пласта нефтекислотными эмульсиями. Она позволяет более равномерно увеличить проницаемость пород по всей мощности призабойной зоны, что приводит к более полному извлечению запасов нефти или газа в более короткое время. Это достигается более глубоким проникновением кислоты в поровое пространство за счет нефтяной капли, которая замедляет скорость растворения карбонатов.
Применение НКЭ в настоящее время является одним из эффективных способов интенсификации добычи нефти из карбонатных отложений.
Целью дипломного проекта является увеличение нефтеотдачи за счет более полного охвата пласта процессом вытеснения и вовлечения в разработку ранее не охваченные участки залежи.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения
Арланское нефтяное месторождение было открыто в 1954 году, введено в разработку в 1966 году.
Всего на месторождении выделено восемь объектов разработки. Основными объектами являются отложения нижнего и среднего карбона. Остальные объекты разрабатываются единичными скважинами. Разработка пласта Daс не ведется.
На долю терригенной толщи нижнего карбона приходится 55,4% от общего отбора нефти по месторождению. Разработка осуществляется с помощью преимущественно внутриконтурного очагового заводнения, по отдельным залежам - очаговое в комбинации с законтурными и очаговое с дифференцированным воздействием на основные пласты и промежуточную пачку пластов.
Всего из отложений ТТНК добыто 12602,8 тыс.т нефти, 61,1% от начальных извлекаемых запасов. В 2006г. добыто 185,3 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,4 % от начальных геологических, 0,9% от начальных извлекаемых и 2,3% от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 1,8 т/сут, по жидкости - 20,6 т/сут.
Накопленная добыча жидкости по ТТНК составляет 48196,3 тыс.т., накопленная закачка воды - 22491,1 тыс. м3. Максимальная добыча нефти -551,1 тыс.т (1979г.) по ТТНК, жидкости - 2089,2 тыс.т (1993г.). Обводненность продукции скважин - 91,1%.
По состоянию на 01.01.2007 года остаточный проектный фонд по ТТНК составил 143 скважины, из них 111 эксплуатационных скважин и 31 резервная и одна оценочная. Плотность сетки скважин по залежам ТТНК различная, составляет в среднем 16 га.
На долю отложений башкирского яруса приходится 31,8% от общего отбора нефти по месторождению. Разработка осуществляется с помощью формирующейся очагово-избирательной системы заводнения. Всего отобрано 7227,5 тыс.т нефти, 66,5% от начальных извлекаемых запасов. В 2006 году отобрано 328,4 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,72 % от начальных геологических, 3,02 % от начальных извлекаемых и 8,27 % от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 2,1 т/сут, по жидкости - 5,6 т/сут. Накопленная добыча жидкости - 13461,2 тыс.т., накопленная закачка воды - 22417,4 тыс. м3. Обводненность продукции скважин составляет 63,4 %.
Максимальная годовая добыча нефти по башкирскому ярусу - 366,1 тыс.т (1989г.), жидкости - 897,4 тыс.т (2006г.).
Остаточный проектный фонд на данные отложения составляет 66 скважин. До 1996 года шло разбуривание пласта Сбш наклонно-направленными скважинами. После 1996 года ведется активное бурение горизонтальных скважин.
Всего с 1990 года пробурено 187 добывающих скважин из них 80 горизонтальных. Плотность сетки скважин - 26,8 га.
С 2002 года наблюдается рост годовой добычи нефти и жидкости, что объясняется интенсивным разбуриванием объекта, в основном, горизонтальными скважинами (ГС). В 2002 году действующий фонд добывающих скважин составлял 419 скважин, 2003 г. - 420, 2004 г. - 451, 2005 г. - 468, 2006 г. - 479.
На долю СвЗ приходится 15,8% начальных геологических и 10,6% от общего отбора нефти по месторождению. Разработка осуществляется с поддержанием пластового давления. С начала разработки по объекту отобрано 2416,1 тыс.т нефти, что составляет 9,7 % от начальных геологических или 38,7% от начальных извлекаемых запасов. В 2006 году добыто 39,2 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,16 % от начальных геологических, 0,63% от начальных извлекаемых и 1,02 от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 0,8 т/сут, по жидкости - 2,8 т/сут. Накопленная добыча жидкости составляет 3653,1 тыс.т. Уровень годовой добычи нефти достиг максимального значения в 1989 году (134,3 тыс.т), жидкости - в 1993 году. (204,7 тыс.т). Обводненность продукции скважин составляет 69,3%.
Основные причины низкой выработки запасов нефти заключается в невыполнении проектных решений 1990 года по разукрупнению эксплуатационного объекта СвЗ+Сбш, отсутствии добывающих скважин на обширных участках залежей пласта СвЗ.
Разработка остальных объектов носит эпизодический характер, что и является причиной низкой эффективности выработки запасов.
На долю объекта Скш4+Св1 приходится 12,3% начальных геологических и 0,5% от общего отбора нефти по месторождению. Так как они залегают выше остальных объектов, то разработку предлагалось вести возвратным фондом скважин, выполнивших свое назначение на нижележащих объектах без поддержания пластового давления. С начала разработки по объекту отобрано 107,0 тыс.т нефти, что составляет 0,6% от начальных геологических или 3,7 % от начальных извлекаемых запасов. В 2006 году добыто 1,9 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,01 % от начальных геологических, 0,07 % от начальных извлекаемых и от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 0,3 т/сут, по жидкости - 0,4 т/сут. Накопленная добыча жидкости составляет 135,1 тыс.т. Уровень годовой добычи нефти достиг максимального значения в 1980 году (5,2 тыс.т), жидкости - в 1989 году (6,1 тыс.т). Обводненность продукции скважин составляет 43,8%.
На долю терригенных отложений девона приходится 6,0% начальных геологических и 1,1 от общего отбора нефти по месторождению. С начала разработки по объекту отобрано 258,4 тыс.т нефти, что составляет 2,7% от начальных геологических или 10,4% от начальных извлекаемых запасов. Разработка объекта ведется без поддержания пластового давления. В 2006 году, добыто 5,7 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,1% от начальных геологических, 0,2% от начальных извлекаемых и 0,3 от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 1,1 т/сут, по жидкости - 1,6 т/сут. Накопленная добыча жидкости составляет 354,1 тыс.т. Уровень годовой добычи нефти достиг максимального значения в 1971 году (20,3 тыс.т), жидкости - в 1971 году (22,8 тыс.т). Обводненность продукции скважин составляет 29,2%.
Основные причины низкой выработки запасов нефти заключается в не выполнении проектных решений по бурению скважин и созданию системы ППД. По проектным решениям 1990 года на отложения терригенного девона предусматривалось бурение 65 скважин. Пласт D1 предполагалось разрабатывать с поддержанием пластового давления, пласты DKHI И DKH2 разрабатываются на естественном режиме. Остаточный проектный фонд на данные отложения составляет 66 скважин.
На карбонатные отложения фаменского яруса приходится 3,5 % начальных геологических и 0,5 % от общего отбора нефти по месторождению. Разработка объекта ведется без поддержания пластового давления. С начала разработки по объекту отобрано 105,7 тыс.т нефти, что составляет 1,9 % от начальных геологических или 19,2 % от начальных извлекаемых запасов. В 2006 г. добыто 8,9 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,2 % от начальных геологических, 1,6 % от начальных извлекаемых и 2,0 от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 4,4 т/сут, по жидкости - 111,8 т/сут. Накопленная добыча жидкости составляет 1282,0 тыс.т. Уровень годовой добычи нефти достиг максимального значения в 2001 г. (16,3 тыс.т), жидкости - в 2006 г. (224,8 тыс.т). Обводненность продукции скважин составляет 96,1 %.
Основной причиной низкой выработки запасов нефти заключается в не выполнении проектных решений по бурению скважин. По проектным решениям 1990 года на отложения фаменского яруса предусматривалось бурение 22 скважин. Остаточный проектный фонд на данные отложения составляет 20 скважин.
Карбонатные отложения турнейского яруса разрабатывается одной добывающей скважиной. С начала разработки по объекту отобрано 1,2 тыс.т нефти, что составляет 0,1 % от начальных геологических или 0,5 % от начальных извлекаемых запасов. В 2006 г. добыто 0,2 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,01 % от начальных геологических, 0,1 % от начальных извлекаемых и 0,1 от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 0,7 т/сут, по жидкости - 0,9 т/сут. Обводненность продукции скважины составляет 22,7%. По проектным решениям 1990 года отложения турнейского яруса в разработку не вводятся ввиду низкой рентабельности.


.

В данной дипломной работе приведена геолого - физическая характеристика Арланского месторождения. Месторождение находится на заключительной стадии разработки. Продуктивными являются каширский и подольский бобриковский и кизеловский горизонты. Рассмотрены характеристики отложений, свойства и состав пластовых жидкостей и газа. Также представлен анализ показателей разработки за пять последних лет и дана характеристика фонда скважин.
В результате анализа всех применяемых в Арланском УДНГ кислотных обработок сделан вывод, что нефтекислотная обработка наиболее эффективна, за пять лет дополнительная добыча от ее применения составила 520,2 тысяч тонн. В процессе работы проведен анализ эффективности нефтекислотной обработки по пяти скважинам, наиболее эффективной она оказалась на скважине 1741 ее среднесуточный дебит увеличился на 7,43 т./сут. и составил 10 т./сут. и сделан технологический расчет необходимого количества товарной кислоты, нефти и химических реагентов для проведения нефтекислотной обработки.
Нефтекислотный разрыв пласта на Арланском месторождении имеет большие возможности по интенсификации добычи нефти. Дополнительная добыча нефти от внедрения метода на 10 добывающих скважинах составит 9550 т., чистая прибыль составит 29261,83 т.руб.
Проведенные в данном проекте технологические и экономические расчеты показали высокую эффективность как технологическую, так и экономическую предложенных мероприятий.
В дипломной работе имеется описание основных опасностей и вредностей при проведении нефтекислотной обработки и охраны окружающей среды.
По проведенному расчету дополнительная добыча нефти от обработки призабойной зоны пласта нефтекислотными эмульсиями составила 4341,56 тонн, экономический эффект - 2035,27 тыс.руб., а себестоимость одной тонны нефти снизилась на 1,4 руб./т.